universidad de oriente -...

UNIVERSIDAD DE ORIENTE

NÚCLEO DE ANZOÁTEGUI

ESCUELA DE INGENIERÍA Y CIENCIAS APLICADAS

DEPARTAMENTO DE ELECTRICIDAD

PÁGINA DE TITULO

“ESTUDIO PARA LA OPTIMIZACIÓN DE LOS CIRCUITOS DE SUB-

TRANSMISIÓN EN LOS NIVELES DE TENSIÓN 34.5 KV;

CHAGUARAMAS, CARIPE, RURAL NORTE, RURAL SUR, AMANA, DEL

ESTADO MONAGAS, PERTENECIENTE A CORPOELEC - CADAFE

REGIÓN 2”

REALIZADO POR:

CARLOS ELOY SALAZAR GOLINDANO

TRABAJO DE GRADO PRESENTADO ANTE LA UNIVERSIDAD DE ORIENTE

COMO REQUISITO PARCIAL PARA OPTAR AL TÍTULO DE:

INGENIERO ELECTRICISTA

Puerto La Cruz, Julio de 2009









REGIÓN 2”

Ing. Pedro Rodríguez

Asesor Académico Firma

Ing. Pedro Rincones

Asesor Industrial Firma










REGIÓN 2”

____________________

Prof. Pedro Rodríguez

Asesor Académico

________________________ _______________________

Prof. Manuel Maza Prof. Lenin Natera

Jurado Principal Jurado Principal


ARTÍCULO 44

De acuerdo con el reglamento de Trabajos de Grado de la Universidad de

Oriente:

“Los trabajos de Grado son propiedad de la Universidad de Oriente y sólo

podrán ser utilizados para otros fines con el consentimiento del Consejo de Núcleo

respectivo, el cual participará al Consejo Universitario”

iv

DEDICATORIA

A mi epónimo padre quien me enseñó los caminos del poeta:

“Caminante, son tus huellas el camino y nada más;

Caminante, no hay camino, se hace camino al andar.

Al andar se hace camino y al volver la vista atrás

se ve la senda que nunca se ha de volver a pisar.

Caminante no hay camino sino estelas en la mar...”

A mi queridísima madre, que con su solo recuerdo me arrulla como Elegía

tal:

Volverás a mi huerto y a mi higuera:

por los altos andamios de mis flores

pajareará tu alma colmenera

de angelicales ceras y labores.

Volverás al arrullo de las rejas

de los enamorados labradores.

Alegrarás la sombra de mis cejas,

y tu sangre se irá a cada lado

disputando tu novia y las abejas.

Tu corazón, cuando ya terciopelo ajado,

llamará a un campo de almendras espumosas

mi avariciosa voz de enamorada.

A las aladas almas de las rosas...

de almendro de nata te requiero:

v

que tenemos que hablar de muchas cosas,

compañero del alma, compañero.

A mis hermanos quimeristas soñadores de rumbos eternos:

Somos criaturas hechas por la misma mano,

hijos del mismo padre,

hermanos espiritualmente hablando,

creados por el mismo poder

y por el mismo amor.

Hermanos, la vida es un regalo,

no desperdiciemos pues este obsequio

y empecemos a vivir juntos en armonía,

recuerden que todos somos hermanos,

que somos todos una gran familia.

A mi Patria, poder de los poderes:

La patria es el conjunto de nuestros amores. Comienza en el hogar paterno, pero

no lo constituye él solo. En el hogar no está nuestro amigo querido. No está el

hombre de altísimo pensamiento que refresca la pesadez de la lucha. No hallamos en

el hogar a nuestra novia. Cada metro cuadrado de tierra ocupado por un hombre de

bien, es un pedazo de nuestra patria. La patria es un amor y no una obligación. Hasta

donde quiera que el alma extienda sus rayos, va la patria con ella. Traza, pues las

fronteras de tu patria con la roja sangre de tu corazón. Todo aquello que la oprime y

asfixia, a mil leguas de ti o a tu lado mismo, es el extranjero. El valor de la patria

radica en tu propio valor. La patria, que es el conjunto de todos los amores, es lo más

grande que existe. Donde quieras que veas brillar un rayo de amor y de justicia, corre

vi

a ese lugar con los ojos cerrados, porque durante ese acto allí está tu patria. Por esto,

cuando en tu propio país veas aherrojar a la justicia y simular el amor, apártate de él,

porque no te merece. Cuando veas cometer en él una injusticia, arrójalo de tu

corazón. No creas en que “la idea de patria no resiste a la fría razón, y se exalta ante

el sentimiento”. Pues la fría razón es la que nos advierte que es extranjero el vecino

cuyo corazón ilumina hasta nuestro propio hogar. Fría razón que ahoga el

sentimiento. Sólo los hombres de corazón ciego pueden hallar satisfechos todos sus

ideales, en los límites fatales de una sola frontera y un solo pabellón. La razón mide

la patria por el territorio que abarca, y el sentimiento, por el valor del hombre que lo

pisa. Todo hombre cuya razón late al compás de un distante corazón fraternal, y se

agita ante una injusticia lejanísima, posee esta rara purísima cosa: un ideal. Y sólo él

puede comprender la dichosa fraternidad de cuanto tiene la humanidad de más noble,

y que constituye la verdadera patria.

vii

AGRADECIMIENTO

A mi madre, Marlene Golindano de Salazar por amarme, quererme, apoyarme y

estar siempre conmigo en las buenas y en las malas y ser la mejor madre del mundo y

no permitir que desmayara nunca.

A mi padre Carlos Eloy Salazar, por siempre mostrarme el camino correcto a

seguir en la vida, por ser la guía intelectual que siempre seguiré y admirare.

A mis hermanos Carlos Edmundo y Carlos Emilio y a mi hermana Rosa

Victoria, por su apoyo y su cariño brindado constantemente a lo largo de mi vida.

A mis tías y segundas madres para mi, Ivon, Norma y Yanet, por quererme,

protejerme, ayudarme y apoyarme siempre para que continuara hacia delante.

A mis tios Wladimir, Argimiro Golindano por sus valiosos consejos, su apoyo

constante, que me indicaron y dijeron que hay que superarse para salir adelante.

A mis tios y tia, politicos Jose Gregorio Betancourt, Fransisco Garcia y Saide

Muchati por estar presente y prestar su mano amiga siempre que lo necesite.

A mi abuelo Mundo y a mi abuela Irma Rosa, por ser mis dos abuelos vivos y

siempre elevar plegarias a dios para que me protegiera y fuese una persona de bien.

Al profesor Pedro Rodriguez, por Brindarme su amistad, sus conocimientos, su

acesoria academica al ser mi tutor de tesis y por esas visitas tecnicas a Guri que junto

a mis compañeros, nos seran innolvidables.

viii

A la empresa CADAFE Región 2, por darme la oportunidad de hacer las

pasantias de grado en sus intalaciones.

A la Universidad de Oriente, por ser la casa de estudios matriz del oriente

venezolano, impartiendome una educación de calidad.

Al departamento de Eléctricidad por permitirme formarme como ingeniero

eléctricista.

Al ingeniero júan Goicoechea, por brindarme su amistad, sus

conocimientos, sus valiosos consejos durante y despues de mis pasantias por

CADAFE y ser de gran ayuda para la realización de mi tesis.

Al ingeniero Pedro Rincones, por ser mi tutor industrial y darme la valiosa

oportunidad de entrar y formar parte de CADAFE y asi poder realizar mis pasantias y

apoyarme en la realización de mi tesis.

A todo el personal de la Empresa CADAFE Región 2, en especial a los

pertenecientes a las cordinaciones del C.O.D y de transmisión por su colaboración y

apoyo.

A todos mis primos y familiares por su cariño y siempre estar juntos, como una

gran familia.

A Reinaldo Lanz por ser ese amigo que estuvo en mis primeros años de

universidad en Puerto la Cruz.

A mis amigos (as), Gollo, Cesar Medina (Cesita), Carlos Guzman (El grillo),

Ernesto Paruta, Juan Pablo, Isabel (Isa), Mariale, Tiuna, Alejandra Fernandez,

ix

Alfredo Maita. Por siempre estar hay conmigo en la buenas y malas, ser mis

hermanos en puerto la Cruz y demostrarme su verdadera amistad siempre.

A mis Amigos y compañeros del departamento de ingenieria eléctrica, Carlos

Dos Santos, Juan León, Angel Guaregua (Sombay), Nelson Sanchez, Maria León,

Maria Alejandra Toledo, Alfonzo, Romel, Diegmar, Jhoan Araguayan, Daniel

Indriago, Jesus (Chuo Zarasa), Eduardo Diaz, Pedro Bello, Alex Dorante (El Pollo),

Ronal Quijada, Esteban Piñero, Sonrisa, por su valiosa Amistad de forma

desinteresada y por estar hay en el depa cuando los necesite.

A los profesores Santiago Escalante, Luis Suarez, Hernan Parra, Melquiades

Bermudez, Pedro López, Verena Mercado, por impartirme sus valiosos

conocimientos a lo largo de la carrera.

A la Sra. Mari Pino, por ser la dueña del apartamento donde estuve la mayor

parte de mi tiempo de estudiante y siempre manistarme su cariño, comprención y

amistad.

A todas esas personas a las que no nombro, pero que hicieron este logro mio

posoble.

A todos muchisimas GRACIAS.

x

RESUMEN

Las fallas de diferentes índoles en las líneas eléctricas de distribución,

ocasionan interrupciones del servicio eléctrico, desmejorando su continuidad,

trayendo como consecuencias pérdidas económicas a la empresa (CADAFE) y

molestias a los suscriptores. Lo que hace necesario tomar medidas técnicas y

financieras urgentes que logren la reducción de estas fallas eléctricas, para así brindar

un servicio de calidad y con el menor tiempo de interrupción del servicio a los

suscriptores. El presente trabajo está enmarcado dentro de esta filosofía y tiene como

fin la Optimización de los Circuitos de Sub-transmisión en los Niveles de Tensión

34.5 KV; (CHAGUARAMAS, CARIPE, RURAL NORTE, RURAL SUR,

AMANA). Del estado Monagas, Perteneciente a CORPOELEC - CADAFE

Región 2. Los cuales son de gran importancia, porque son éstos los que alimentan a

las S/E de distribución 34.5/13.8 KV, ya que proveen de servicio eléctrico a

diferentes pueblos del Estado Monagas, necesarios para el desarrollo económico y

social del mismo lo que amerita que se les garantice un servicio eléctrico de calidad y

confiable, que traerá una mejora en la calidad de vida de éstos. Por consiguiente, se

hace necesario que a estos circuitos se les optimice en todos los parámetros eléctricos

(Caída de Tensión, Capacidad de Corriente, Corto Circuito, Compensación de

Reactivos) y desde el punto de vista de maniobras, despeje de fallas y protección

contra descargas atmosféricas.

xi

CONTENIDO

PÁGINA DE TITULO................................................................................................... i

ARTÍCULO 44 ............................................................................................................ iv

DEDICATORIA ........................................................................................................... v

AGRADECIMIENTO ...............................................................................................viii

RESUMEN...................................................................................................................xi

CONTENIDO .............................................................................................................xii

LISTA DE TABLAS .................................................................................................xxi

LISTA DE FIGURAS...............................................................................................xxii

CAPITULO I............................................................................................................... 27

INTRODUCCIÓN ...................................................................................................... 27

1.1. Planteamiento del problema............................................................................. 27

1.2. Objetivos .......................................................................................................... 31

1.2.1. Objetivo general ........................................................................................ 31

1.2.2. Objetivo específicos ................................................................................. 32

1.3. Generalidades de CADAFE ............................................................................. 32

1.3.1. Antes de CADAFE.................................................................................... 32

1.3.2. Los primeros años de CADAFE .............................................................. 34

1.3.3. CADAFE y sus filiales.............................................................................. 35

1.3.4. Logros de CADAFE.................................................................................. 37

1.3.5. Objetivos fundamentales de la empresa CADAFE región 2..................... 38

1.4. Programa de análisis de redes de distribución (PADEE)................................ 39

1.4.1. Programa de planos inteligentes ( PPI ) .................................................... 41

1.4.2. Programas de análisis de la red primaria ( PARP )................................... 42

1.4.3. Programas de análisis de la red secundaria (PARS) ................................. 42

1.4.4. Programa de suscriptores (PS) .................................................................. 42

xii

1.5. Descripción de los programas de análisis de redes de distribución de energía

eléctrica (PADEE)................................................................................................... 43

1.5.1. Programas de planos inteligentes (PPI)..................................................... 43

1.5.1.1. Tipo de planos requeridos .................................................................. 44

1.5.1.2. Escalas................................................................................................ 45

1.5.1.3. Símbolos............................................................................................. 45

1.5.1.4. Plano índice........................................................................................ 47

1.5.1.5. Planos de vialidad .............................................................................. 48

1.5.1.6. Planos generales de la red de alta tensión .......................................... 48

1.5.1.7. Planos de baja tensión ........................................................................ 49

1.5.1.8. Programas de información de los planos inteligentes ........................ 50

1.5.2. Programas de análisis de redes primarias (PARP)................................... 51

1.5.2.1. Identificación del circuito .................................................................. 51

1.5.2.2. Identificación de las cargas ................................................................ 52

1.5.2.3. Identificación de los calibres.............................................................. 52

1.5.2.4. Identificación de características del alimentador ............................... 53

1.5.2.5. Construcción de la topología del circuito........................................... 53

1.5.2.6. Llamado a los programas de cálculo.................................................. 53

1.5.2.7. Resultados de los programas de cálculo............................................. 54

1.5.3. Programa de coordinación de protecciones (PCP).................................... 56

CAPITULO II ............................................................................................................. 58

BASES TEÓRICAS.................................................................................................... 58

2.1. Conceptos generales......................................................................................... 58

2.1.1. Sistema eléctrico ....................................................................................... 58

2.1.2. Parámetros de operación ........................................................................... 58

2.1.2.1. Continuidad........................................................................................ 58

2.1.2.2. Calidad ............................................................................................... 59

2.1.2.3. Flexibilidad ........................................................................................ 59

2.1.3. Redes de distribución ................................................................................ 59

xiii

2.1.4. Redes de distribución aéreas ..................................................................... 60

2.1.5. Líneas de alimentación.............................................................................. 60

2.2. Criterios de calidad de servicio ........................................................................ 60

2.3. Criterios de continuidad de servicio................................................................. 60

2.3.1. Factor de utilización.................................................................................. 61

2.3.2. Capacidad firme de las subestaciones ....................................................... 62

2.3.3. Numero total de interrupciones (Nti) ........................................................ 62

2.3.4. Frecuencia de interrupción........................................................................ 62

2.3.5. Duración promedio de las interrupciones ................................................. 62

2.3.6. Tiempo total de interrupciones (Tti) ......................................................... 63

2.4. Perfiles de voltaje............................................................................................. 63

2.5. Caída de tensión ............................................................................................... 65

2.5.1. Calculo de % v para cargas distribuidas no uniforme............................... 68

2.5.2. Calculo de la caída de tensión para secciones no uniformes del conductor

............................................................................................................................. 70

2.5.3. Cálculo para cargas uniformemente distribuídas ...................................... 72

2.6. Calculo de los valores de impedancia a lo largo de los alimentadores ............ 73

2.6.1 Calculo de la reactancia inductiva (Xl)..................................................... 74

2.6.2. Calculo de Deq.......................................................................................... 76

2.6.3. Calculo general de la resistencia de corriente alterna para los

alimentadores ...................................................................................................... 77

2.6.4 Calculo de la constante K (constante de distribución) para los conductores

normalizados por CADAFE................................................................................ 80

2.7. Protección en líneas de distribución................................................................. 84

2.7.1. Tipos de fallas y sus causas en líneas de distribución............................... 84

2.7.2. Minimización de los efectos de las fallas.................................................. 86

2.7.3. Protección contra fallas temporales .......................................................... 86

2.7.4. Protección contra fallas permanentes........................................................ 87

xiv

2.8. Influencia de la impedancia de falla sobre el valor de la corriente de

cortocircuito ............................................................................................................ 87

2.8.1. Determinación de la corriente de cortocircuito......................................... 88

2.8.2. Importancia de la determinación de la corriente de cortocircuito............. 89

2.8.3. Calculo de la corriente simétrica de cortocircuito..................................... 89

2.8.4. Cortocircuito trifásico ............................................................................... 91

2.8.5. Cortocircuito fase-fase .............................................................................. 93

2.8.6. Cortocircuitos fase-tierra........................................................................... 94

2.8.7. Cortocircuito fase – tierra mínimo ............................................................ 96

2.8.8. Asimetría de la corriente de cortocircuito................................................. 96

2.8.9. Sistemas de una transformación................................................................ 98

2.8.10. Sistemas de dos o más transformaciones ................................................ 98

2.9. Dispositivos de protección contra sobrecorriente en sistemas de distribución

............................................................................................................................... 100

2.9.1. Fusibles ................................................................................................... 100

2.9.2. Reconectador........................................................................................... 101

2.9.3. Seccionalizador ....................................................................................... 101

2.9.4. Disyuntor................................................................................................. 102

2.9.5. Relé de sobrecorriente............................................................................. 102

2.10. Conceptos generales en la coordinación de protecciones ............................ 103

2.10.1. Para fallas permanentes......................................................................... 103

2.10.2. Para fallas transitorias ........................................................................... 103

2.10.2.1. Zona de protección......................................................................... 103

2.10.2.2. Sensibilidad.................................................................................... 104

2.10.2.3. Selectividad.................................................................................... 104

2.10.2.4. Coordinación.................................................................................. 104

2.10.2.5. Características tiempo x corriente.................................................. 104

2.10.2.6. Coordenograma.............................................................................. 105

2.11. Coordinación entre dispositivos de protección ............................................ 105

xv

2.11.1. Coordinación fusible-fusible................................................................. 105

2.11.2. Coordinación reconectador – fusibles................................................... 106

2.11.2.1. Fusibles en el lado de la alimentación............................................ 106

2.11.2.2 Fusibles en el lado de carga del reconectador................................ 108

2.11.3. Coordinación reconectador –reconectador............................................ 109

2.11.4. Coordinación disyuntor -reconectador.................................................. 109

2.12. Criterios para la coordinación de protecciones ........................................... 111

2.12.1. Reconexiones salidas circuitos 34,5 y 13,8 KV.................................... 112

2.12.2. Determinación de zona de coordinación circuitos 34,5 y 13,8 KV ...... 112

2.12.3. Ajustes de falla tierra circuitos 13,8 KV cabecera................................ 112

2.12.4. Ajustes de fase circuitos 13,8 kV cabecera........................................... 113

2.12.5. Fusibles en la línea ................................................................................ 114

2.12.6. Reconectadores de línea........................................................................ 114

2.12.6.1. Protección alta de fase................................................................... 115

2.12.6.2. Protección sensible de tierra en circuitos 13.8 KV ....................... 115

2.12.7. Ajustes de falla de tierra en circuitos 34,5 kv alimentando una S/E

34,5/13,8 KV..................................................................................................... 115

2.12.8. Ajustes de fase en circuitos 34,5 kV alimentando una S/E 34,5/13,8 KV

........................................................................................................................... 116

2.12.9. Ajustes de falla de tierra en circuitos 34,5 kV alimentando varias S/E

34,5/13,8 kV...................................................................................................... 117

2.12.10. Ajustes de fase circuitos 34,5 kV alimentando varias S/E 34,5/13,8 kV

........................................................................................................................... 117

2.12.11. Ajuste de fase gral de transformador 13,8 kV en S/E 115/13,8 kV.. 118

2.12.12 Ajuste de tierra Gral. De Transformador 13,8 kV en S/E 115/13,8 kV

........................................................................................................................... 119

2.12.13 Ajuste de fase general de trafo 115 kV en S/E 115/13,8 kV y S/E

115/34,5 kV....................................................................................................... 119

xvi

2.12.14. Ajuste de fase general de transformador 34,5 kV en S/E 115/34,5 kV

........................................................................................................................... 120

2.12.15. Coordinación entre curvas................................................................... 121

2.12.16. Curva de daño ..................................................................................... 121

2.13. Compensación reactiva ................................................................................ 121

2.13.1. Factor de Potencia ................................................................................. 122

2.13.2 Tipos de potencia .................................................................................. 123

2.13.2.1. Potencia efectiva o real .................................................................. 123

2.13.2.2. Potencia reactiva ............................................................................ 123

2.13.2.3. Potencia sparente............................................................................ 123

2.13.3. Causas de un bajo factor de potencia .................................................... 124

2.13.4. Problemas técnico-económicos generados por tener un bajo factor de

potencia ............................................................................................................. 125

2.13.5. Beneficios técnico-económicos generados por mejorar el factor de

potencia ............................................................................................................. 125

2.13.6. Compensación de reactivos................................................................... 126

2.13.7. Métodos de compensación de energía reactiva..................................... 126

2.13.8. Formas de compensación de energía reactiva....................................... 127

2.13.8.1. Compensación individual............................................................... 127

2.13.8.1.1. Ventajas de la compensación individual ................................. 128

2.13.8.1.2. Observaciones de la compensación individual ....................... 128

2.13.8.2. Compensación en grupo................................................................. 128

2.13.8.2.1. Ventajas de la compensación en grupo ................................... 129

2.13.8.2.2. Observaciones de la compensación en grupo.......................... 129

2.13.8.3. Compensación central .................................................................... 130

2.13.8.3.1. Ventajas de la compensación central ...................................... 130

2.13.8.3.2. Observaciones de la compensación central............................. 131

2.13.8.4. Compensación mixta...................................................................... 131

xvii

2.14.8.5. Requerimientos para la compensación de energía reactiva mediante

el uso de condensadores ................................................................................ 131

CAPITULO III .......................................................................................................... 133

ANALISIS DEL SISTEMA ELÉCTRICO EN ESTUDIO ...................................... 133

3.1 Descripción de sistema subtransmisión (34.5 kv) de corpoelec - CADAFE

región 2 ................................................................................................................. 133

3.2 Circuitos en estudio......................................................................................... 137

3.3 Problemas que afectan al sistema en estudio ................................................. 138

3.4 Descripción general de los elementos que conforman los circuitos en estudio

............................................................................................................................... 140

3.4.1 Circuito Caripe 34.5 KV .......................................................................... 140

3.4.1.1 Característica de la línea de subtransmisión que alimenta la

subestación Caripe ........................................................................................ 142

3.4.1.2 Subestación Caripe............................................................................ 144


subestación Rincón ....................................................................................... 144

3.4.1.4 Subestación Rincón........................................................................... 145


subestación San Antonio ............................................................................... 145

3.4.1.6 Subestación San Antonio .................................................................. 146

3.4.2 Circuito Chaguaramas 34.5 KV ............................................................... 146


Subestación Paso Nuevo ............................................................................... 148

3.4.2.2 Subestación paso nuevo .................................................................... 150


subestación El Fangal.................................................................................... 150

3.4.2.4 Subestación el Fangal........................................................................ 151


subestación Chaguaramas ............................................................................. 151

xviii

3.4.2.6 Subestación Chaguaramas................................................................. 151

3.4.3 Circuito rural Sur 34.5 KV....................................................................... 152


subestación Pechón ....................................................................................... 156

3.4.3.2 Subestación Pechón........................................................................... 157


subestación el Blanquero............................................................................... 157

3.4.3.4 Subestación el Blanquero.................................................................. 158


subestación Caratal........................................................................................ 159

3.4.3.6 Subestación caratal............................................................................ 159

3.4.4 Circuito rural Norte 34.5 Kv .................................................................... 160


subestación rural Norte ................................................................................. 162

3.4.4.2 Subestación rural Norte..................................................................... 163


subestación Aragua. ...................................................................................... 165

3.4.4.4. Subestación Aragua.......................................................................... 165

3.4.5 Circuito Amana 34.5 KV ......................................................................... 166


subestación Amana ....................................................................................... 168

3.4.5.2 Subestación Amana........................................................................... 169


subestación la Cascada.................................................................................. 169

3.4.5.4 Subestación la Cascada ..................................................................... 170

3.5 Ubicación de los bancos de capacitores utilizando la herramienta

computacional PADEE ......................................................................................... 176

3.5.1 Circuito Caripe ......................................................................................... 176

3.5.2 Circuito Chaguaramas............................................................................. 177

xix

3.5.3. Circuito rural Sur .................................................................................... 178

3.5.4 Circuito Amana ....................................................................................... 179

3.5.5 Circuito Rural Norte................................................................................ 180

3.6 Cálculo de los niveles de corriente de cortocircuito de los circuitos en estudio,

utilizando la herramienta computacional PADEE ................................................ 181

3.6 Cálculo de los niveles de corriente de cortocircuito de los circuitos en estudio,

utilizando la herramienta computacional PADEE ................................................ 181

3.6.1. Niveles de cortocircuito en las S/E 115 KV involucradas en el estudio. 181

3.6.2. Niveles de cortocircuito obtenidos mediante la Herramienta

Computacional PADEE .................................................................................... 182

CAPITULO IV.......................................................................................................... 191

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES........................................................ 191

4.1. Conclusiones .................................................................................................. 191

4.2 Recomendaciones........................................................................................... 193

BIBLIOGRAFÍA ...................................................................................................... 202

ANEXOS ....................................................................¡Error! Marcador no definido.

METADATOS PARA TRABAJOS DE GRADO, TESIS Y ASCENSO................ 204

xx

LISTA DE TABLAS

Tabla 2.1. Tabla de valores para T.............................................................................. 78

Tabla 2.2. Características principales de tres tipos de material .................................. 78

Tabla 2.3. Valores de XL y r para lineas con disposición horizontal y calibres de

conductores normalizados por CADAFE.................................................................... 80

Tabla 2.4. Factores de asimetría que determinan el valor de la corriente de

cortocircuito asimétrica de acuerdo a la relación X/R. ............................................... 99

Tabla 3.1. Tensiones de barra 34.5 kv, medidas a la legada en las s/e de los circuitos

en estudio. CADAFE región 2, del Estado Monagas................................................ 171


en estudio. CADAFE región 2, del Estado Monagas................................................ 172

Tabla 3.2 Voltaje a la llegada de las subestaciones en estudio, arojado por el padee

................................................................................................................................... 173

Tabla 3.3.Resumen del sistema presente de subtransmision (2009)......................... 174

Tabla 3.4. Cantidad de circuitos en 34.5 kv, que dependen de las subestaciones 115

kv que alimentan a los circuitos en estudio............................................................... 175

Tabla 5.1. Características de los conductores de distribución aérea normalizados por

CADAFE.....................................................................¡Error! Marcador no definido.

Tabla 5.2. Impedancia de transformadores pertenecientes a las S/E 115 KV de

CADAFE región 2 ......................................................¡Error! Marcador no definido.

Tabla 5.3 Ubicación de las subestaciones y áreas de influencia (2009) ............ ¡Error!

Marcador no definido.

Tabla 5.4 Características de las subestaciones (2009) ¡Error! Marcador no definido.

Tabla 5.5 Niveles de cortocircuito trifásico Oriente ..¡Error! Marcador no definido.

Tabla 5.6 Niveles de cortocircuito monofásico Oriente¡Error! Marcador no

definido.

xxi

LISTA DE FIGURAS

Figura 1.1. Organigrama del PADEE ......................................................................... 41

Figura 1.2. Ejemplo de planos de redes elaborados por capas.................................... 44

Figura 1.3. Símbolos del PADEE ............................................................................... 46

Figura 1.4. Características de los dibujos del PADDE ............................................... 47

Figura 1.5. Opciones del análisis de redes primarias. ................................................. 54

Figura1.6. Resultado del análisis con el PADEE........................................................ 56

Figura 1.7. Coordenograma del PADEE..................................................................... 57

Figura.2.1. Perfil de voltaje de carga distribuida. ....................................................... 64

Figura 2.2. Diagrama unifilar para un alimentador de distribución............................ 65

Figura 2.3. Diagrama fasorial de distribución de las tensiones................................... 66

Figura. 2.4. Circuito con sección uniforme y cargas distribuidas no uniforme .......... 68

Figura. 2.5. Diagrama fasorial de caídas de tensiones para un circuito con sección

uniforme y cargas distribuidas no uniforme ............................................................... 69

Figura.2.6. Grafico relativo al ejemplo anterior.......................................................... 70

Figura 2.7 Diagrama unifilar para secciones no uniformes del conductor ................. 71

Figura. 2.8. Diagrama unifilar que muestra las cargas distribuidas uniformemente... 73

Figura 2.9. Disposición interna de los hilos del conductor ARV 4/0 ......................... 75

Figura. 2.10. Disposición de las fases del alimentador ............................................... 76

Figura.2.11. Grafica que permite determinar la relación entre R y Ro....................... 79

Figura. 2.12. Perfil general de tensión para el caso de un alimentador en 13,8 Kv.... 83

Figura 2.13. Representación de un cortocircuito trifásico .......................................... 92

Figura 2.14. Representa un cortocircuito fase – fase donde los diagramas de secuencia

positiva y negativa se conectan en paralelo. ............................................................... 93

Figura 2.15. Representa un cortocircuito fase – tierra ................................................ 95

Figura.2.16. Representa un cortocircuito fase – tierra mínimo................................... 96

xxii

Figura. 2.17. Muestra como se combina la componente de c.d. con la de c.a para

producir la corriente total asimétrica........................................................................... 97

Figura 2.18. Fusible en el lado de alta del transformador......................................... 107

Figura2.19. Fusible en el lado de carga del reconectador ......................................... 108

Figura 2.20. Coordinación reconectador-reconectador............................................. 109

Figura 2.21. Coordinación disyuntor – reconectador................................................ 110

Figura 2.22 Triangulo de potencias eléctricas........................................................... 124

Figura 2.23. Compensación individual ..................................................................... 127

Figura 2.24. Compensación grupal. .......................................................................... 129

Figura 2.25. Compensación central........................................................................... 130

Figura 3.1. Entrada a la S/E El Indio [El Autor]....................................................... 134

Figura 3.2. Salidas en 115 kV de la S/E El Indio [El Autor] .................................... 135

Figura 3.3. S/E El Tejero [El Autor] ......................................................................... 140

Figura 3.4. Diagrama unifilar del circuito Caripe con las caídas de tensión ............ 143

Figura 3.5. S/E Caripe [El Autor] ............................................................................. 144

Figura. 3.6. S/E El Rincón [El Autor]....................................................................... 145

Figura 3.7. S/E San Antonio [El Autor]................................................................... 146

Figura. 3.9. S/E Paso Nuevo [El Autor].................................................................... 150

Figura 3.11. S/E Chaguaramas [El Autor] ................................................................ 152

Figura 3.12. Transformador de la S/E Veladero [El Autor]...................................... 153

Figura 3.13. S/E velador (115/34.5 KV) [El Autor] ................................................. 153

Figura 3.14. Transformador dañado de la S/E El Blanquero [El Autor]................... 154

Figura 3.15. Reconectador Tipo GVR de la Salida del circuito Rural Sur ............... 155

[El Autor] .................................................................................................................. 155

Figura 3.16. Diagrama unifilar del circuito rural Sur................................................ 156

Figura 3.17. S/E Pechón [El Autor] .......................................................................... 157

Figura 3.18. Entrada a la S/E El Blanquero [El Autor]............................................. 158

Figura 3.19. Pórtico de la S/E El Blanquero [El Autor]............................................ 158

Figura 3.20. Transformador de la S/E Caratal [El Autor]......................................... 160

xxiii

Figura 3.21. S/E El Indio Salidas en 34.5 KV [El Autor]......................................... 160

Figura 3.23 Salida del circuito rural Norte en la S/E Indio. [El Autor]. ................... 162

Figura 3.24. S/E rural Norte [El Autor] .................................................................... 163

Figura 3.22. Diagrama Unifilar del circuito Rural Norte, con las caídas de tensión en

sus S/E....................................................................................................................... 164

Figura 3.25. S/E Aragua. [El Autor] ........................................................................ 165

Figura 3.26. Pórtico 115 KV de la S/E Veladero. [El Autor] ................................... 166

Figura 3.27. Salidas de los circuitos Amana a mano derecha y Rural sur a mano

izquierda. [El Autor] ................................................................................................. 167

Figura 3.28. Reconectador Tipo GVR de la Salida del circuito Amana ................... 167

[El Autor] .................................................................................................................. 167

Figura 3.29. S/E Amana. [El Autor] ........................................................................ 169

Figura 3.30. S/E La Cascada [El Autor] .................................................................. 170

Figura 3.31. Diagrama Unifilar del Circuito Amana ................................................ 171

Figura 5.1. Grafico de TTI acumulado en el año 2008 para el circuito Chaguaramas

(34.5 KV) ....................................................................¡Error! Marcador no definido.

Figura 5.2 Grafico del número de fallas del circuito Chaguaramas (34.5 KV), durante

el año 2008 ..................................................................¡Error! Marcador no definido.

Figura 5.3. Grafico de TTI acumulado en el año 2008 para el circuito Rural Norte

(34.5 KV) ....................................................................¡Error! Marcador no definido.

Figura 5.4. Grafico del número de fallas del circuito Rural Norte (34.5 KV), durante

el año 2008 ..................................................................¡Error! Marcador no definido.

Figura 5.5. Grafico de TTI acumulado en el año 2008 para el circuito Rural Sur (34.5

KV), durante el año 2008............................................¡Error! Marcador no definido.

Figura 5.6. Grafico del número de fallas del circuito Rural Sur (34.5KV), durante el

año 2008......................................................................¡Error! Marcador no definido.

Figura 5.7. Grafico de TTI acumulado en el año 2008 para el circuito Amana

(34.5KV) .....................................................................¡Error! Marcador no definido.

xxiv

Figura 5.8 Grafico del número de fallas del circuito Amana (34.5KV), durante el año

2008.............................................................................¡Error! Marcador no definido.

Figura 5.9 Grafico de TTI acumulado en el año 2008 para el circuito Caripe (34.5KV)

.....................................................................................¡Error! Marcador no definido.

Figura 5.10 Grafico del número de fallas del circuito Caripe (34.5 KV), durante el

año 2008......................................................................¡Error! Marcador no definido.

Figura 5.11. Parte de las que esta formado un fusible¡Error! Marcador no definido.

Figura 5.12 Perfiles de tensión del circuito Amana (34.5 KV)¡Error! Marcador no

definido.

Figura 5.13 Perfiles de tensión del circuito Caripe (34.5 KV)¡Error! Marcador no

definido.

Figura 5.14 Perfiles de tensión del circuito rural Norte (34.5 KV)¡Error! Marcador

no definido.

Figura 5.15 Perfiles de tensión del circuito Chaguaramas (34.5 KV) ............. ¡Error!


Figura 5.16 Perfiles de tensión del circuito rural Sur (34.5 KV¡Error! Marcador no

definido.

Figura 5.17 Coordinación de protecciones por fase para el circuito rural Sur... ¡Error!


Figura 5.18 Coordinación de protecciones por tierra para el circuito rural Sur 34.5 KV


Figura 5.19 Coordinación de potecciones por fase para el circuito Amana 34.5 KV


Figura 5.20 Coordinación de potecciones por tierra para el circuito Amana 34.5 KV


Figura 5.21 Coordinación de protecciones por fase para el circuito rural Norte 34.5

KV...............................................................................¡Error! Marcador no definido.

Figura 5.22 Coordinación de protecciones por fase para el circuito Chaguaramas 34.5

KV...............................................................................¡Error! Marcador no definido.

xxv

Figura 5.23 Coordinación de protecciones por tierra para el circuito Chaguaramas

34.5 KV.......................................................................¡Error! Marcador no definido.

Figura 5.24 Diagrama de la subestación Amana.........¡Error! Marcador no definido.

Figura 5.25 Diagrama de la subestación Caratal........¡Error! Marcador no definido.

Figura 5.26 Diagrama de la subestación el Fangal .....¡Error! Marcador no definido.

Figura 5.27 Diagrama de la subestación Caripe.........¡Error! Marcador no definido.

Figura 5.28 Diagrama de la subestación Chaguaramas¡Error! Marcador no

definido.

Figura 5.29 Diagrama de la subestación El Rincón ...¡Error! Marcador no definido.

Figura 5.30 Diagrama de la subestación pso Nuevo..¡Error! Marcador no definido.

Figura 5.31 Diagrama de la subestación Pechón .......¡Error! Marcador no definido.

Figura 5.32 Diagrama de la subestación rral Norte de la subestación Chaguaramas


xxvi

CAPITULO I

INTRODUCCIÓN

1.1. Planteamiento del problema

El 27 de octubre de 1958, se crea la Compañía De Administración Y Fomento

Eléctrico (CADAFE), Según Resolución Nº 3.218 del 25 de agosto de 1.958, “con el

fin de optimizar la administración y la operación de las empresas de electricidad

dependientes del Estado Venezolano que estaban repartidas en todo el país”,

“desarrollando una infraestructura eléctrica en Generación, Transmisión y

Distribución, logrando un alto grado de electrificación en la nueva Venezuela

democrática” Inicio sus actividades con 15 pequeñas compañías, las cuales, en el mes

de junio de 1.959 se fusionan, quedando CADAFE como la empresa matriz de

electricidad del Estado Venezolano, encargada de mantener uniformidad en los

criterios técnicos y administrativos que permitían la ampliación y formulación de

programas y planes eléctricos de forma integral.

Por lo tanto CADAFE en esos momentos es quien organiza, opera, administra,

planifica, coordina y controla los planes de electrificación nacional con el fin de

contribuir al desarrollo económico del país y al bienestar de la población.

Para el 5 de mayo de 2006 por Decreto N° 4.492 del Ejecutivo Nacional,

publicado en Gaceta Oficial de la República Bolivariana de Venezuela No. 38.441 del

22 de mayo de 2006, se estableció en su Artículo 1°: “Se ordena la fusión de las

28

Sociedades: Compañía Anónima Electricidad de Oriente (ELEORIENTE), Compañía

Anónima Electricidad de Occidente (ELEOCCIDENTE), Compañía Anónima

Electricidad del Centro (ELECENTRO), Compañía Anónima Electricidad de Los

Andes (CADELA) y Sistema Eléctrico de Monagas y Delta Amacuro (SEMDA), de

conformidad con lo establecido en el Artículo 346° del Código de Comercio”. Para el

1 de enero de 2007 nace la nueva CADAFE; al haberse fusionado con sus filiales de

distribución y escindirse estas (ELEORIENTE, SEMDA, ELEOCCIDENTE,

ELECENTRO, CADELA), quedando dividida en 6 regiones.

• Región Noroeste que comprende los Estados Zulia, Falcón, Lara y

Yaracuy.

• Región Norcentral integrada por los Estados Carabobo, Aragua, Miranda

Vargas y Distrito Capital.

• Región Oriental conformada por los Estados Anzoátegui, Monagas,

Sucre, Nueva Esparta y Delta Amacuro.

• Región Central que comprende los Estados Guárico, Cojedes, Portuguesa,

Barinas y Apure.

• Región Andina compuesta por los Estados Mérida, Trujillo y Táchira.

• Región Sur integrada por los Estados Bolívar y Amazonas.

CADAFE, a finales del 2007 pasó a convertirse en Filial de la Corporación

Eléctrica Nacional-CORPOELEC-, ya que, como es sabido, el Ejecutivo Nacional, a

29

través del Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo (MPPEP), resolvió

reorganizar el Territorio Nacional para el ejercicio de la actividad de Distribución de

Potencia y Energía Eléctrica, lo cual quedó establecido en la publicación de la

Resolución N° 390 del MPPEP, en la Gaceta Oficial de la República Bolivariana de

Venezuela Nº 38.785 del día 8 de octubre de 2007. Al reunificarse CADAFE, se

crearon nueve (9) nuevas Regiones Operativas para atender el Servicio en todo el

país, bajo un esquema de mayor flexibilidad operativa, desconcentración de su

funcionamiento operativo y un control más eficiente, a saber:

• Región Número UNO, constituida por los Estados Sucre y Anzoátegui,

con sede en Cumaná.

• Región Número DOS, conformada por los Estados Monagas y Delta

Amacuro, con sede en Maturín.

• Región Número TRES, conformada por los Estados Guárico y Apure, con

sede en San Fernando de Apure.

• Región Número CUATRO, conformada por los Estados Miranda y

Aragua, con sede en Maracay.

• Región Número CINCO, integrada por los Estados Barinas, Portuguesa y

Cojedes, con sede en Acarigua.

• Región Número SEIS, conformada por los Estados Carabobo y Yaracuy,

con sede en Valencia.

• Región Número SIETE, integrada por los Estados Mérida, Táchira y

Trujillo, cuya sede está en San Cristóbal.

30

• Región Número OCHO, integrada por los Estados Bolívar y Amazonas,

con sede en Puerto Ordaz.

• Región Número NUEVE, constituida por el Estado Falcón y su sede

estará en Coro.

Hoy a Monagas se le asignó la Región 2. Este proyecto se circunscribe a esta

señalada Región.

Las fallas de diferente índole en las líneas eléctricas de distribución, ocasionan

interrupciones del servicio eléctrico, desmejorando su continuidad, trayendo como

consecuencias pérdidas económicas a la Empresa (CADAFE) y molestias a los

suscriptores. Lo que hace necesario tomar medidas técnicas y financieras urgentes,

que logren la reducción de estas fallas eléctricas, para así brindar un servicio de

calidad y con el menor tiempo de interrupción del servicio a los suscriptores.

El presente trabajo está enmarcado dentro de esta filosofía y tiene como fin la

Optimización de los Circuitos de Sub-transmisión en los Niveles de Tensión 34.5

KV; (CHAGUARAMAS, CARIPE, RURAL NORTE, RURAL SUR, AMANA).

Del estado Monagas, Perteneciente a CORPOELEC - CADAFE Región 2. Los

mismos son de gran importancia, porque son éstos los que alimentan a las S/E de

distribución 34.5/13.8 KV, que proveen de servicio eléctrico a diferentes poblaciones

del Estado Monagas, necesarios para el desarrollo económico y social de las mismas,

lo que amerita que se les garantice un servicio eléctrico de calidad y confiable, que

traerá una mejora en la calidad de vida de éstos. Por consiguiente, se hace necesario

que a estos circuitos se les optimice en los parámetros eléctricos (Caída de Tensión,

Capacidad de Corriente, Corto Circuito, Compensación de Reactivos) y desde el

31

punto de vista de maniobras, despeje de fallas y protección contra descargas

atmosféricas.

En este contexto, se hace necesario realizar este Estudio de Optimización para

minimizar las diferentes fallas que se presentan en las redes de estos circuitos,

considerándolos desde sus salidas en las S/E Reductoras (115/34.5 KV), hasta su

llegada en las S/E de distribución (34.5/13.8 KV).

El estudio propuesto se realizará apoyándome en la herramienta computacional

PADEE, así como en mediciones de voltaje en las barras de las distintas

subestaciones (15) que alimentan y son alimentadas por estos circuitos y en los

cálculos técnicos respectivos que dicho estudio ameriten.

La finalidad de este trabajo es colaborar a que la empresa CADAFE, pueda

utilizar estos resultados para desarrollar proyectos a corto plazo, en los cuales,

adopten mejoras en la calidad del servicio eléctrico, para mejorar las condiciones

operativas del sistema eléctrico de estos circuitos.

1.2. Objetivos

1.2.1. Objetivo general

Optimizar los Circuitos de Sub-transmisión en los niveles de tensión 34.5 KV;

CHAGUARAMAS, CARIPE, RURAL NORTE, RURAL SUR y AMANA, del

estado Monagas, Perteneciente a la Región 2 - COORPOELEC (CADAFE).

32

1.2.2. Objetivo específicos

1. Realizar el diagnóstico de la situación actual de los circuitos en estudio.

2. Realizar el levantamiento de los circuitos en estudio, para su actualización y

digitalización.

3. Simular los circuitos en estudio, utilizando la Herramienta Computacional

PADEE.

4. Estudiar la Caída de Tensión, Corto circuito y coordinación de Protecciones

de los circuitos en estudio.

5. Determinar la ubicación exacta de los bancos de capacitores a instalarse en los

circuitos en estudio, utilizando la Herramienta Computacional PADEE.

6. Comparar los niveles medidos con los arrojados por la simulación.

7. Proponer soluciones para lograr la optimización de los circuitos en estudio.

1.3. Generalidades de CADAFE

1.3.1. Antes de CADAFE

La historia de la electrificación en Venezuela, se inicia en el año 1888, cuando

se instaló en la ciudad de Maracaibo el primer sistema Regular de Alumbrado

33

Público. Un año después, la ciudad de Valencia pasa a ser la segunda ciudad del país

en disfrutar de este tipo de servicio.

Las pequeñas compañías existentes, para el momento del auge petrolero, (La

Petrolia en Táchira, Lago de asfalto natural de Guanoco (Estado Sucre), primera Ley

de Minas del 4 de agosto de 1905, en 1921 la Caribbean Petroleum pasó a estar bajo

el control de la Royal Dutch Shell, en 1922 reventón del pozo Barroso 2 en el Zulia,

Venezuela fue desde 1928 hasta 1970, el primer país exportador de petróleo en el

mundo), no gozaban de una alta capacidad para atender la demanda que requería para

es momento el país. Para la esa época se comenzaba a presenciar un nuevo estilo de

vida y por ende el uso de equipos eléctricos de lo mas sofisticados, conduciendo esto

realizar mejores instalaciones eléctricas, por exigencias del crecimiento industrial,

comercial y residencial, que crecía cada día mas en nuestro país.

Con base a los avances, el Estado Venezolano crea en el año 1.946 a través del

Ejecutivo Nacional la Corporación Venezolana de Fomento (CFV), como un Instituto

Autónomo adscrito al Ministerio de Fomento. Esta corporación adquirió varias

plantas generadoras, las cuales se encontraban bajo la administración de 15 empresas

privadas.

En el año 1.951, se formulo el primer Plan nacional de Electrificación,

(Empresa BURNS & ROE, inició los estudios necesarios de su diseño, con

investigaciones que determinaron la conveniencia de aprovechar los saltos inferiores

del río Caroní, para la construcción de una Central Generadora de Electricidad), que

fue asignado a la CVF, como el Organismo encargado de su ejecución y a la vez de

proponer el crecimiento industrial del país. Surge entonces la necesidad de poner en

marcha un organismo responsable centralizador de políticas en cuanto a dirección y

operatividad de las Empresas Eléctricas del Estado Venezolano, con la misión de

34

unificar criterios y procedimientos que contribuyan al desarrollo de la industria

Eléctrica Venezolana.

1.3.2. Los primeros años de CADAFE

Es el 27 de Octubre de 1.958, cuando se crea la compañía de Administración y

Fomento Eléctrico (CADAFE); Según Resolución Nº 3.218 del 25 de Agosto de

1.958, iniciando sus actividades con quince (15) pequeñas compañías, las cuales en el

mes de Junio de 1.959 se fusionan, quedando CADAFE como la Empresa Matriz de

Electricidad del Estado venezolano, encargada de mantener uniformidad en los

criterios técnicos y administrativos que permitieran la ampliación y formulación de

programas y planes de forma integral.

Por lo tanto, es CADAFE quien Organiza, Opera, administra, Planifica,

Coordina y controla los planes de electrificación Nacional, con el fin de contribuir al

desarrollo Económico del país y al bienestar de la población. Es importante Destacar

que CADAFE inicia sus operaciones con la centralización de las actividades

ejecutivas de Planificación y Dirección; estructurándose organizativamente la

Administración Principal con sede en la ciudad de Caracas.

En el año 1.971, se inicia la reorganización de la empresa en sus niveles

operativos y administrativos, dando origen al establecimiento de una estructura que

separa las funciones del Fomento Eléctrico y Administración del Servicio.

Es así como desde sus inicios o creación, la Empresa CADAFE siempre ha

gozado de Personalidad Jurídica, tal como se desprende de ponencia del Magistrado

Levis Ignacio Zerpa en Dictamen de la Sala Política Administrativa del Tribunal

35

Supremo de Justicia de fecha martes, 03 de junio de 2003, por donde se indicó que:

“CADAFE es Persona Jurídica, con patrimonio propio, separado e independiente,

bajo la figura jurídica de `Sociedad Anónima´, cuyas obligaciones sociales están

garantizadas por un Capital determinado y los socios no están obligados sino por el

monto de su acción. (Ordinal 3º del Artículo 20° del Código de Comercio)”, quien

desde entonces utiliza la sigla o acrónimo de “CADAFE”, tal como aparece en la

Gaceta Municipal del Distrito Federal Nº 7.738, del 7 de Agosto de 1985.

1.3.3. CADAFE y sus filiales

Más tarde, en el año 1990, se inicia el Proceso de Descentralización y

Reestructuración de CADAFE, bajo la concepción de Holding Eléctrico

(conglomerado o empresa multi-industria), integrado por:

• La Casa Matriz, sede en la ciudad de Caracas, cuya función principal es

definir las políticas y lineamientos generales y hacer seguimiento, control y

evaluación a su cumplimiento.

• Una Empresa de Generación y Transmisión.

• Empresa de Servicios, Subsidiarias Eléctricas, con apertura a la

participación privada, tiene como objetivo brindar servicios a las Empresas Filiales

y a terceros: Informática, Sistemas, apoyo Tecnológico, Investigación y Desarrollo.

• Cuatro (4) Empresas Regionales de Distribución y Comercialización que

tiene como propósito fundamental, brindar una atención directa, eficiente y

adecuada a cada una de las regiones, estas empresas son:

36

• Compañía Anónima Electricidad del Centro (ELECENTRO), fundada el

22 de febrero de 1990.

• Compañía Anónima Electricidad de los Andes (CADELA), fundada el 26

de noviembre de 1990.

• Compañía Anónima Electricidad de Oriente (ELEORIENTE), fundada el

22 de marzo de 1991.

• Compañía Anónima Electricidad de Occidente (ELEOCCIDENTE),

fundada el 26 de abril de 1991.

Adicionalmente, el 25 de octubre de 1990 se constituyó la empresa Compañía

Anónima Desarrollo del Uribante-Caparo (DESURCA), responsable de ejecutar los

trabajos de construcción del Complejo Hidroeléctrico Uribante-Caparo (Estado

Táchira).

Posteriormente en 1998 se privatiza el servicio eléctrico en la Zona del estado

Nueva Esparta (ELEORIENTE), creándose la empresa privada de electricidad

denominada Sistema Eléctrico de Nueva Esparta Compañía Anónima (SENECA).

Luego las zonas Monagas y Delta Amacuro, pertenecientes a la empresa

ELEORIENTE, se separan de esta, para formar la empresa de Servicios Eléctrico

para Monagas y Delta Amacuro (SEMDA, Octubre 1.998).

Hoy día todas estas empresas están integradas a la Corporación Eléctrica

Nacional-CORPOELEC-, creada por el Gobierno Nacional, mediante Decreto

Presidencial Nº 5.330, en julio de 2007. Es la encargada de la realización de las

actividades de Generación, Transmisión, Distribución y Comercialización de

37

Potencia y Energía Eléctrica, teniendo la misma plazo de tres años para fusionar a

todas éstas en una Persona Jurídica única: CADAFE, CALEY, CALIFE, EDELCA,

ELEBOL, ELECAR, ELEVAL, ENAGEN, ENELBAR, ENELCO, ENELVEN,

SENECA, TURBOVEN.

1.3.4. Logros de CADAFE

Se podría decir que la Empresa CADAFE, durante sus primeros treinta (30)

años ha tenido los siguientes logros:

• Consolidación de quince (15) empresas eléctricas en una sola.

• Desarrollo de una infraestructura de generación, transmisión y

distribución.

• Mantenimiento de una cobertura del 92% en el Territorio Nacional.

• Mejoras técnicas en la calidad del servicio.

• Mejorar la calidad del servicio.

• Desarrollo de una gran capacidad de generación de origen termoeléctrico

e hidroeléctrico.

• Construir un sistema de transmisión que le ha permitido interconectarse

con otras grandes empresas generadoras de electricidad y distribuir energía

eléctrica por todo el país.

38

Gracias a su presencia a nivel nacional, se ha hecho posible el funcionamiento

de empresas vitales y estratégicas para el país, como la industria siderúrgica,

metalmecánica, del aluminio, manufacturera, alimentos, petroquímica y

telecomunicaciones, entre otras. Además, presta un servicio público, ya que

suministra electricidad a hogares, hospitales, centros de enseñanzas, sistemas de

protección, seguridad ciudadana, investigaciones científicas, entretenimiento y

alumbrado público, garantizando la calidad de vida de los venezolanos. Prácticamente

está presente en todas las actividades del ser humano venezolano.

1.3.5. Objetivos fundamentales de la empresa CADAFE región 2

• Satisfacer la demanda de energía eléctrica que requiere el desarrollo

económico y social de la zona 2 Monagas y Delta Amacuro, mediante la prestación

de un servicio eficiente y confiable; que permita suministrar a cada tipo de

suscriptor la calidad de energía eléctrica que demanda a un costo razonable.

• Suministrar electricidad a las poblaciones de las Zonas Urbanas, así como

a las Zonas Rurales.

• Mantener una rentabilidad de autosuficiencia económica.

• Mantener los niveles óptimos de productividad.

Para lograr los objetivos planteados, la Empresa CADAFE ha definido un

conjunto de Políticas y Estrategias a fin de incrementar su Productividad, agilizar los

39

procesos administrativos para mejorar la atención al suscriptor y los Sistemas de

Facturación e Información por medio de Programas continuos de Adiestramiento y

Desarrollo de Recursos Humanos a todos los niveles.

1.4. Programa de análisis de redes de distribución (PADEE)

El PADEE es un sistema computarizado en ambiente ( Front - End ) de

AUTOCAD y WINDOWS ( 98, NT, 2000, XP y Vista ), para realizar cálculos,

análisis ( Análisis del Flujo de Carga) en las Redes Distribución de energía eléctrica.

También es un sistema de información como apoyo a la ejecución de obras y

Oficinas de Ventas de energía. Utiliza tecnologías CAD - CAE ( Computer Aid

Design ) - ( Computer Aid Engineering ) y GIS ( Geografic Information System ),

para que todas las actividades se realicen, gráficamente, entorno a los planos de las

redes eléctricas elaborados en AUTOCAD. La entrada de datos para realizar los

cálculos se toma automáticamente de los planos y las salidas son en forma gráfica,

con colores o señales gráficas que destacan los puntos más relevantes del análisis.

Los resultados detallados son del tipo impreso.

El PADEE aprovecha el esfuerzo necesario e importante para actualizar los

planos de las redes eléctricas y obtiene los datos directamente de éstos. Los planos

constituyen la base de datos principal para todos los sistemas, ya que es

completamente injustificado que se recurra a un escalímetro y a codificaciones para

tomar nuevamente la data existente en estos plano. Los módulos o subsistemas bien

sea de información o de análisis toman los datos en forma automática directamente de

los planos elaborados con las tecnologías CAD y GIS, ya que éstos poseen todos los

datos realizar los análisis eléctricos. Cabe destacar que los planos pueden ser

40

interpretados por cualquier personal o software de análisis siendo una forma estándar

de presentación de resultados.

Siendo los Planos la base de datos que centraliza toda la información, éstos

deben ser “normalizados” y elaborados bajo las “Normas de Dibujo de CADAFE

(PDVSA utiliza la misma norma, ELEVAL y ELEBOL usan una muy similar),

utilizando las ayudas o herramientas que nos brinda la Tecnología CAD, haciendo un

correcto uso de “Capas” y “Bloques” de Símbolos. Adicionalmente a la facilidad de

normalización del dibujo, la Tecnología CAD incorpora "Inteligencia" en los Planos

proporcionándoles toda la información requerida por los ingenieros para realizar los

análisis de la red.

Los Sistemas de Información y Análisis aprovecharán éstos datos obteniendo y

descargando los valores y cálculos directamente sobre los planos elaborados en CAD,

dándole una capacidad gráfica, como sistema de información geográfico y de gran

capacidad análisis inigualable y ejecutado cálculos en muy pocos minutos.

41

Figura 1.1. Organigrama del PADEE

1.4.1. Programa de planos inteligentes ( PPI )

Contiene las normativas para realizar los planos en forma sistemática y

ordenada a fin de que los programas de análisis puedan tomar los datos de entrada en

forma automática. Consta de librerías automáticas, programas de ayudas al dibujo y

manuales del usuario. Utiliza tecnologías GIS para la ubicación de los elementos de

la RED.

42

1.4.2. Programas de análisis de la red primaria ( PARP )

Realiza los cálculos de Caída de Tensión. Pérdidas, Niveles de Cortocircuito y

Optimización de la Compensación Reactiva en las Redes de Alta Tensión. Posee

algoritmos inteligentes para armar la topología del circuito basándose en las

convenciones gráficas o normativas del dibujo.

1.4.3. Programas de análisis de la red secundaria (PARS)

Realiza cálculos de caída de tensión, pérdidas y corrientes pero para las redes

de distribución de baja tensión adicionalmente crea los archivos de sectores para la

identificación de los suscriptores afectados por la interrupción del servicio de un

transformador de distribución.

1.4.4. Programa de suscriptores (PS)

Permite realizar la conexión de los clientes o suscriptores a las estructuras del

sistema eléctrico, permitiendo obtener los datos de la facturación ( energía vendida )

ubicada en cada punto de la red eléctrica. También funciona como sistema de

información para el apoyo en las actividades de localización de suscriptores (

solicitudes y reclamos ) y/o rutas de cobro, análisis de consumo o caracterización de

la carga por zonas, etc. Utiliza comandos activeX y se enlaza con ODBC a la base de

datos de los suscriptores.

43

1.5. Descripción de los programas de análisis de redes de distribución de energía

eléctrica (PADEE)

1.5.1. Programas de planos inteligentes (PPI)

Para los sistemas de Distribución de energía eléctrica el mejor sistema de

almacenamiento de datos es un buen sistema de planos. En éstos se puede visualizar

mucha información en forma rápida, confiable y económica. Con un solo vistazo se

observan longitudes, calibres, capacidades de circuitos etc. Adicionalmente con la

ayuda de la tecnología del CAD, GIS y la incorporación de "inteligencia" en los

planos, éstos se conectan con bases de datos, tan amplias como se requiera,

obteniéndose otros sistemas adicionales a la información de la red misma.

En Venezuela ya existen planos de redes de alta tensión actualizados, pero muy

pocos con el detalle de la red y suscriptores. Por lo que independientemente del

sistema de análisis a utilizar, requiere realizar previamente un levantamiento de las

instalaciones y una actualización de los planos existentes.

Con el Sistema de Planos Inteligentes ésta labor, que hasta ahora ha sido

necesaria realizar al comienzo de cualquier proyecto, se realiza en una forma muy

sencilla y eficiente, además de permitir una constante actualización de los mismo

ahorrando en el futuro los costos necesarios ejecutar actualmente.

A continuación se muestra una gráfica que permite visualizar la forma en que se

generan las capas (layer) de información en un plano.

44

Figura 1.2. Ejemplo de planos de redes elaborados por capas

El grado de información de un plano depende del uso principal a que está

destinado por lo tanto es muy importante de no pecar por exceso o defecto ya que en

un caso se puede oscurecer la información más importante y en otro caso el plano

pierde utilidad. El diseño del Sistema de Planos se tiene muy presente, tanto el tipo de

información a contener, como la forma en que va efectuarse su mantenimiento a fin

de no incluir información que no pueda mantenerse.

1.5.1.1. Tipo de planos requeridos

El sistema de planos se debe estructurar como se indica a continuación:

• Planos índice.

• Planos de vialidad y de Catastro ( identificación de parcelas y terrenos )

• Planos generales de la red en alta y baja tensión.

45

Dependiendo de los análisis ha efectuar se deben realizar algunos solamente o

todos.

1.5.1.2. Escalas

Se eligieron las escalas que más prácticas para cada tipo de planos, así como los

tamaños de papel más adecuados desde los puntos de vista de manejo, elaboración,

almacenaje, copiado etc. Hasta el momento se tiene el diseño para la Norma de

Dibujo de CADAFE sus filiales, ELEVAL, CALIFE, ELEBOL, EDELCA y PDVSA

utilizan unas similares.

1.5.1.3. Símbolos

Se tomaron símbolos claros, fáciles de dibujar y uniformes para cada tipo de

planos. El sistema consta de un instructivo completo para cada uno de los símbolos a

utilizar indicando las características de dibujo y las características CAD para facilitar

el uso y aplicación posterior.

46

Figura 1.3. Símbolos del PADEE

Los símbolos se incorporaron a librerías automáticas que permiten

seleccionarlos fácilmente. Adicionalmente cada uno de los símbolos elaborados, son

soportados debidamente en los manuales del PADEE señalando las siguientes

características.

• Espesores de plumillas y Tipos de trazos

• Tipos de letras

• Dimensiones del símbolo

• Punto de inserción para CAD

• Atributos en CAD

47

• Capas o Layers en CAD

Los símbolos y sus características más importantes, forman los bloques y

atributos en AUTOCAD, y cuando se “pegan” en el dibujo se interroga al usuario

por éstas características, ejerciendo sobre el usuario una uniformidad en el tipo y

forma de los datos que deben utilizarse en cada símbolo.

En la figura 1.4 se da el ejemplo que se presenta a continuación se muestran de

interrogaciones y las variables que se utilizan en cada símbolo para almacenar sus

características.

Figura 1.4. Características de los dibujos del PADDE

1.5.1.4. Plano índice

El plano índice es un plano general que cubre toda el área donde existen redes

eléctricas y donde aparecen las referencias para poder identificar otros planos. En el

mismo se indican los linderos del área a tomar en cuenta así como los límites de

estados, distritos y accidentes geográficos importantes.

48

El uso principal de este plano es para localizar otros planos de escala más

reducida.

1.5.1.5. Planos de vialidad

Estos planos servirán de base para la elaboración de los planos de las redes de

distribución. Actualmente se dispone en formato de AUTOCAD la mayoría de las

ciudades de Venezuela y los organismos gubernamentales ya están actualizando sus

tecnologías a fin de suministrar todos los planos en este formato o en uno compatible.

1.5.1.6. Planos generales de la red de alta tensión

Con estos planos se realizan los análisis eléctricos de los estudios de

planificación en el computador, pero también son utilizados por el personal de campo

para realizar maniobras, mejoras y ubicar los sitios de trabajo, por lo tanto es muy

importante que estos planos presenten en el papel la nomenclatura Vigente con la

información básica de capacidades, calibres, etc, de igual forma en la que se ha

venido manejando desde hace mucho tiempo en forma manual.

Además, dicha Información debe ser ubicada sobre los Planos de Vialidad, sin

el catastro, y las escalas normalmente utilizadas son las 1:10.000 ó 1:5000

dependiendo de la densidad de información.

49

La información típica de estos planos es:

• Subestaciones de distribución y subtransmisión con referencia a otros

planos de detalle.

• Puntos de Transformación.

• Bancos de condensadores.

• Líneas de distribución y subtransmisión indicando, número de circuitos y

fases, calibres, material del conductor, distancias entre fases, en el caso aéreo y

disposición de la bancada en el caso subterráneo.

• Estructuras soportes de líneas de alta tensión (postes, estructuras, sótanos

y tanquillas), y sus equipos: seccionadores, interruptores, fusibles, pararrayos.

1.5.1.7. Planos de baja tensión

Estos planos son elaborados sobre la base de vialidad y la división de parcelas,

las escalas normalmente utilizadas son las escalas 1:2.500, 1:1.000 ó 1:500, en éstos

se indican los siguientes elementos:

• Postes de alta y baja tensión asignándole el número de la identificación

geográfica que posteriormente será pintado sobre cada uno de los postes o

estructuras.

50

• Postes y tipo de luminarias para alumbrado público.

• Líneas de alta y baja tensión, con calibres, número de fases, disposición y

material del conductor.

• Acometidas al usuarios finales o consumidores

1.5.1.8. Programas de información de los planos inteligentes

Además de la información que se obtiene directamente de la lectura del plano,

estos planos se conectan con bases de datos colaterales, los cuales permiten manejar

una gran cantidad de información no gráfica.

Todas las estructuras son identificadas con códigos geográficos que le

proporcionan una identificación única a cada estructura, equipo o suscriptor. Esta

identificación funciona como cédula de identidad, y relaciona un símbolo gráfico con

un registro de bases de datos, pudiéndose obtener informaciones tales como: Fotos de

los equipos, seriales de equipos, fechas de instalación, fechas de mantenimiento,

marcas, identificar si las estructuras son utilizadas por otros servicios de

telecomunicaciones o televisión por cable, etc.

Además de identificar las estructuras se deberán identificar los equipos de

protección y seccionamiento de la red ubicados en aquellos. En general estos equipos

deben poseer una numeración asociada físicamente al de la estructura que lo contiene

y no a números correlativos.

En los casos que existan varios equipos en la misma estructura entonces se

añadirán otra letra o código. Por ejemplo el poste AAB0108 soporte de una línea

51

doble terna con seccionadores en ambas líneas, el número del equipo para estos casos

será el numero AAB0108-A y AAB0108-B y así en forma general para todos los

casos.

1.5.2. Programas de análisis de redes primarias (PARP)

El plano elaborado en CAD específicamente en AUTOCAD contiene la

información de distancias, calibres y carga conectada a los circuitos, los programas de

análisis toman los datos directamente de los planos.

Los pasos que sigue el sistema para realizar los cálculos son:

1.5.2.1. Identificación del circuito

El sistema de análisis de la red identifica un circuito dentro de un conjunto de

circuitos, sin importar cuan complicado sea el sistema de distribución, esta

identificación se basa en las convenciones gráficas conocidas y representadas en

cualquier plano de red producido en la forma tradicional. Es decir, el programa posee

la inteligencia sucificiente, para tomar las decisiones que tomaría una persona en la

identificación y el coloreado de un circuito en particular.

El sistema reconoce cuando un seccionador esta abierto o esta cerrado y hace el

seguimiento del circuito en forma automática

52

Basta entonces con tocar con el apuntador o "Ratón" cualquier parte del circuito

para reconocer en forma inmediata el circuito.

Todos los elementos que conforman el circuito quedan almacenados

momentáneamente en memoria y en base de datos a fin de procesar la información.

Cualquier modificación u operación sobre el circuito bien sea apertura, cierre de

seccionadores y añadiduras de tramos, se reflejan automáticamente en la topología

del circuito sin necesidad de realizar ningún tipo de modelación manual.

1.5.2.2. Identificación de las cargas

Una vez identificado los elementos que conforman el circuito se seleccionan la

ubicación de los puntos con cargas y el valor de las cargas. Las cargas pueden ser

reales o cargas conectadas

1.5.2.3. Identificación de los calibres

Se identifican las secciones o tramos de línea que unen las cargas con sus

respectivos calibres. Se suministrará una rutina que "leerá" directamente el texto,

colocado junto a las líneas, que identifican el calibre y separación entre fases

procesándolo para darle un código de calibre y así facilitar el proceso a los programas

de análisis.

Las secciones o tramos que no posean el calibre plenamente definido tomarán el

calibre de la sección inmediatamente anterior.

53

1.5.2.4. Identificación de características del alimentador

Las características del alimentador son colocadas como información adicional a

la primera sección que conforma el circuito, tales como: Nombre del circuito, nivel de

tensión, carga medida en la subestación (para los casos de análisis mediante carga

conectada)

1.5.2.5. Construcción de la topología del circuito

Todos los elementos del circuito son "armados" para conformar la topología

del circuito, la cual se coloca en un archivos para su posterior proceso.

1.5.2.6. Llamado a los programas de cálculo

Una vez llenado el archivo con la topología del circuito se llamarán los

diferentes módulos de análisis tales como:

• Distribución de la carga total del alimentador en base a la carga conectada

• Cálculo de la caída de tensión y pérdidas en las secciones

• Cálculo de cortocircuito en el alimentador.

54

• Ubicación optimizada de Capacitores o compensación reactiva.

Las opciones de cada actividad son identificadas en los “botones” del los menús

de cada sistema, tal como se indica en la Figura 1.5.

Figura 1.5. Opciones del análisis de redes primarias.

1.5.2.7. Resultados de los programas de cálculo

Los resultados de los programas de cálculos son presentados gráficamente y a

través de listados que pueden ser impresos. Los de forma gráfica se presentan

mediante señales que se dibujarán en el monitor del computador sobre los planos de

la red, los cuales indicarán

• Máxima caída de tensión permitida

55

• Máxima caída porcentual permitida

• Máximas corrientes en la sección

• Mínimos niveles de cortocircuito

• Ubicación óptima de compensación reactiva (Condensadores)

• Gráfica de Perfiles de caída de tensión

En la figura1.6, se muestra un ejemplo de como se presentan los resultados a

través del monitor del computador.

También coloreando tramos con problemas de sobre carga o caída de tensión y

finalmente con los reportes impresos similares a los utilizados actualmente. Sin

embargo es de destacar que los circuitos una vez analizados pueden colocarse

individualmente y en forma separada indicando los puntos críticos y de relevancia y

presentar un informe completamente gráfico, en lugar de una tabla numérica que por

lo general requieren de tiempo y comprensión por parte de los gerentes. También se

pueden señalar cualquier otro punto crítico que el usuario desee ya que puede

interrogar los parámetros de operación señalando con el ratón cualquier parte del

circuito.

56

Figura1.6. Resultado del análisis con el PADEE

1.5.3. Programa de coordinación de protecciones (PCP)

Este sistema es una herramienta que permite realizar la coordinación en forma

fácil y libre de errores.

Se basa en una librería de curvas de diferentes relees y fusibles las cuales

fueron normalizadas y digitalizadas. Estas curvas son colocadas en la pantalla del

computador la cual es previamente convertida en un papel logarítmico.

Consta de varios módulos los cuales permiten colocar las distintas curvas tales

como:

• Curva de daño de los transformadores

57

• Curva de máximo y mínimo nivel de cortocircuito

• Curva para todos los relees electrónicos programables., según AIEC,

ANSI C37.90 y ANSI C37.112

• Cálculo de cortocircuito en la barra secundaria

Adicionalmente cuenta con una librería de símbolos sencillos que facilitan el

dibujo del diagrama unifilar de la parte del sistema en cuestión

Cabe mencionar que aunque el sistema facilita la labor el ingeniero, éste debe

poseer la experiencia de ingeniería necesaria para efectuar el trabajo.

Figura 1.7. Coordenograma del PADEE

CAPITULO II

BASES TEÓRICAS

2.1. Conceptos generales

2.1.1. Sistema eléctrico

Un sistema eléctrico lo constituye aquellos equipos y maquinarias que de una u

otra forma tienen que ver con los procesos que involucran la producción de energía

eléctrica. Dichos procesos se definan como: Generación, transmisión y Distribución.

2.1.2. Parámetros de operación

Todo sistema eléctrico debe cumplir con ciertos criterios de operación, estos

son: Continuidad, calidad y flexibilidad.

2.1.2.1. Continuidad

Se define como tal a la capacidad que posea el sistema eléctrico de suministrar

energía aun en caso de ocurrir fallas. Esto se ejecuta transfiriendo carga a otros

circuitos en el momento de interrupción.

59

2.1.2.2. Calidad

Se refiere a las condiciones bajo las cuales opera el sistema en cuanto a niveles

de tensión y frecuencia de operación.

2.1.2.3. Flexibilidad

Se define como la capacidad de respuesta del sistema ante una falla,

dependiendo este parámetro de otros factores como lo son:

• Factor de utilización de los conductores de la red y transformador de la

subestación.

• Número de puntos de transferencia de los circuitos y porcentaje de carga

transferible.

• Puntos de seccionamiento.

2.1.3. Redes de distribución

Esta se define como un conjunto de equipos y conductores destinados a la

distribución de energía eléctrica. Se consideran redes de baja tensión aquellas que

tengan como máximo 500 voltios entre fase y redes de alta tensión a las que tengan

como máximo 23.900 voltios entre fase.

60

2.1.4. Redes de distribución aéreas

Se consideran aéreas todas las redes tendidas al aire libre y a vista directa, ya

sean conductores desnudos, aislados o protegidos.

2.1.5. Líneas de alimentación

Se entiende por estas, todas aquellas que operando con voltaje entre fases desde

500 hasta 34.500 voltios conecten plantas generadoras o subestaciones con redes de

distribución o bien bancos de transformación aislado.

2.2. Criterios de calidad de servicio

La calidad de servicio se refiere a las condiciones bajo las cuales opera el

sistema eléctrico. Esta se evalúa de acuerdo a las variaciones (máximas y mínimas)

de tensión que actúan en el sistema, así como también las variaciones en la frecuencia

de operación del sistema.

El criterio de la calidad de servicio se rige por las normas CADAFE.

2.3. Criterios de continuidad de servicio

61

Es la proporción de disponibilidad del sistema y depende de la probabilidad de

falla de cada uno de los elementos que lo forman y de la capacidad de reposición del

sistema.

La continuidad de servicio, normalmente se evalúa por medio de los siguientes

parámetros:

• Factor de Utilización

• Capacidad Firme de las Subestaciones

• Numero Total de Interrupciones (NTI)

• Frecuencia de Interrupción (Fi)

• Duración Promedio de las Interrupciones (Di)

• Tiempo Total de Interrupciones (Tti)

2.3.1. Factor de utilización

Es la relación entre la demanda máxima y la capacidad nominal del equipo

individual o del sistema.

Los conductores del troncal o de las derivaciones que poseen puntos de

transferencia con otros circuitos deben ser cargados hasta un máximo de 2/3 de su

capacidad nominal en condiciones normales, con el objetivo de disponer de 1/3 de la

capacidad total del conductor en caso de emergencia para auxiliar otros circuitos.

62

2.3.2. Capacidad firme de las subestaciones

Las subestaciones con un solo transformador no tienen capacidad firme, ya que

esta capacidad se define para un grupo de subestaciones, de manera que con el

transformador de mayor capacidad fuera de servicio, sea posible alimentar la

totalidad de la carga.

2.3.3. Numero total de interrupciones (Nti)

El numero total de interrupciones en alta tensión que ha ocurrido en un tiempo

dado, es la suma de todas las interrupciones en ese periodo.

2.3.4. Frecuencia de interrupción

Es el promedio en que el servicio d e alta tensión fue interrumpido al cliente en

un periodo de tiempo dado.

Fi = Σ (KVA, instalados interrumpidos) (Ecu. 2.1)

KVATotales

2.3.5. Duración promedio de las interrupciones

63

Es una estimación promedio de la disponibilidad del servicio en alta tensión, en

un periodo de tiempo dado.

(Ecu. 2.2)

2.3.6. Tiempo total de interrupciones (Tti)

Es el tiempo que el servicio en Alta Tensión, está indisponible:

(Ecu. 2.3)

(Ecu. 2.4)

2.4. Perfiles de voltaje

Los perfiles de voltaje son gráficos para condiciones de carga ligera y/o de

plena carga, que muestran las variaciones de voltaje del alimentador.

Cuando se incorporan condensadores fijos a una línea, estos también forman

parte de la carga de la línea y la elaboración de un perfil de voltaje de este tipo es

muy apropiado para determinar como afectan las cargas a la línea.

64

Además de los perfiles de voltaje existen los perfiles de corriente, los cuales son

también muy útiles para determinar condiciones de carga de corriente reactivas en

alimentadores.

Es común analizar la Regulación de Voltaje del Alimentador de Distribución en

términos de “Perfil de Voltaje”, ya que los voltajes son diferentes en todas partes de

la línea, y si las cargas a lo largo del alimentador están distribuidas uniformente, el

perfil se convierte en una curva suave, como se muestra en la figura 2.1.

Figura.2.1. Perfil de voltaje de carga distribuida.

La Forma de perfil tiene menos consecuencia que conocer los extremos, debido

a que existen diversos consumidores conectados en distintos puntos del alimentador y

ningún voltaje de los mismos debe ser muy alto o bajo.

La mayoría de los alimentadores no dan servicio a una sola carga ni están

uniformemente cargados, por lo que se hace necesario calcular el perfil de voltaje por

partes, representado con precisión la configuración del alimentador.

Una vez preparado el perfil de voltaje, se puede establecer una banda limite de

voltaje, dentro de la cual se encontraran los voltajes de los usuarios, para contar con

65

un servicio satisfactorio, esto también establecerá la diferencia permisible entre el

voltaje a plena carga y con carga ligera.

Uno de los criterios establecidos anteriormente para analizar la confiabilidad

del sistema (criterio de calidad de servicio) establece que no se debe sobrepasar el

voltaje en condiciones normales de 5 %.

2.5. Caída de tensión

La caída de tensión es la diferencia de tensión existente entre dos puntos de un

mismo circuito eléctrico en un mismo instante. La caída de tensión también se

produce por la corriente que circula por un conductor con una impedancia distribuida.

I R+Jx

Figura 2.2. Diagrama unifilar para un alimentador de distribución

Donde:

R+Jx = Impedancia del conductor

VE = Voltaje de entrada

VO = Voltaje de Salida

S/E = subestación eléctrica

I = Corriente

66

Fasorialmente, puede establecerse que las distribuciones de las tensiones son las

siguientes:

Figura 2.3. Diagrama fasorial de distribución de las tensiones

Donde:

VE = Voltaje de entrada

Vo = Voltaje de Salida

Vr = (Caída de tensión en la resistencia) = R*I

Vx = (Caída de tensión la resistencia) = X*I

Aplicando relaciones geométricas y asumiendo que VI = Vo + ∆v puede ser

determinada la caída del voltaje, por las siguientes expresiones matemáticas:

En función de los KVA de demanda de carga:

VI – Vo KVA* L(R cos Ø + X sen Ø)

%V =---------------x100 = -----------------------------------------x100

Vr 10Kv 2

(Ecu. 2.5)

67

Donde:

KVA = KVA de demanda.

L = Longitud en Km.

Kv = Kilovatios de operación de la línea.

En función de la corriente de operación de la línea (1):

VE – VS √3 * I * L ( R cos Ø + x sen Ø)

% V = ---------------x100= ----------------------------------------x100

VR VL

(Ecu. 2.6)

Donde:

VL = Tensión de línea.

EJEMPLO: Se desea calcular la caída de tención producida por una línea de

13,8 KV de la subestación Chaguaramas (Salida # 2) que corresponde al alimentador

los Barrancos, el cual tiene un conductor Arvidal 4/0, y por el mismo circula una

corriente de 100 A con un factor de potencia de 0,64 y una longitud de 15,9 Km.

Fp = cosØ = 0,64; senØ = √(1- (Fp)2) (Ecu. 2.7)

= √(1 – (0,64)2

= 0,7683

La impedancia del Alimentador es conocida y es:

68

Z = 0,2820 + j0,3070 Km

%V= [[ √3* 100* 15,9(0,2820 / km*0,64 + 0,3070* 0,7683km)] / 13,800√] x100

%V= 8,3094 voltios

2.5.1. Calculo de % v para cargas distribuidas no uniforme

Para un circuito con sección uniforme del conductor tenemos:

Figura. 2.4. Circuito con sección uniforme y cargas distribuidas no uniforme

El diagrama fasorial es como sigue, en la figura 2.5.

69

Figura. 2.5. Diagrama fasorial de caídas de tensiones para un circuito con sección

uniforme y cargas distribuidas no uniforme

La caída de tensión, esta dad por la siguiente expresión:

%V = K Σ( KVAi – Li) (Ecu. 2.8)

Donde:

K = (R cosØ + X senØ)/ 10 Kv 2, (Ecu. 2.9)

Conocida como constante de distribución.

EJEMPLO 1: Se desea determinar la caída de tensión del siguiente circuito,

diseñado con un conductor de Arvidal 4/0 y para 13,8 KV.

Las cargas de 1000 KVA, 1500 KVA y 500 KVA están a 3 km, 5 km y 4,5 km

respectivamente de la subestación. Las cargas poseen un factor de potencia de 0.8

(inductivas).

70

Figura.2.6. Grafico relativo al ejemplo anterior

Calculando la capacidad de distribución (K) tenemos:

K = (R cosØ + X senØ)/ 10 Kv 2

K = (0,2820*0,8 + 0,3070*0,6)/10(13.8)2 = 2,1519x10-4

%V = K Σ( KVAi – Li) = (1000*3 + 1500*5 + 500*9,5)

%V = K Σ( KVAi – Li) = 3,28%.

%V = 3,28%.

2.5.2. Calculo de la caída de tensión para secciones no uniformes del conductor

Para este caso se procederá a realizar la sumatoria de las caídas parciales en la

línea.

71

Figura 2.7 Diagrama unifilar para secciones no uniformes del conductor

L1 = L1 K1 = (R1 cosØ1 + X1 senØ1)/ 10 Kv 2

L2 = L2 – L1 K2 = (R2 cosØ2 + X2 senØ2)/ 10 Kv 2

L3 = L3 – L2 K3 = (R3 cosØ3 + X3 senØ3)/ 10 Kv 2

% V0-3 = k3(KVA3*L3)+K2(KVA2+KVA3)*L3+ 1(KVA1+KVA2+KVA3)*L1

%Von = Σ[Ki*Li(ΣKVAp)] (Ecu. 2.10)

EJEMPLO: Se desea calcular la máxima caída de tensión con Fp = 0,64 para

todas las cargas, en el siguiente circuito:

72

K1 = (0,2829*0,8 + 0,3070*0,6) /10(13,8)2 = 2,1519x10-4

K2 = (0,4490*0,8 + 0,3240*0,6) / 10(13,8)2 = 2,907x10-4

%V = %VA + %VAB = %VB

%V = K1L1(KVA1 + KVA2) + K2L2(KVA2)

%V=2,1519x10-4*2,5km*(3000KVA+1500KVA) + 2,907x10-4*3,2km*(1500KVA)

%V = 3 ,816 %.

2.5.3. Cálculo para cargas uniformemente distribuídas

En este caso todas las cargas están uniformemente distribuidas y son iguales,

como se muestra en la siguiente figura:

73

Figura. 2.8. Diagrama unifilar que muestra las cargas distribuidas uniformemente.

La máxima caída de voltaje en este circuito es equivalente a calcular dicha

caída como si la carga estuviera concentrada en el centro de la línea. La expresión

matemática es facil de demostrar.

%V = K*KVAtotales* L/2

Donde;

KVA totales = ΣKVAi.

2.6. Calculo de los valores de impedancia a lo largo de los alimentadores

Los valores e impedancia a lo largo del alimentador son muy importantes para

determinar la caída de tensión, lo cual es fundamental para determinar los perfiles de

tensión de alimentadores bajo diferentes condiciones de carga. Con los valores de las

impedancias podemos determinar los valores de las distintas constantes de

distribución para cada conductor normalizado por CADAFE, presentes en el sistema

en estudio.

74

Los cálculos de R y X se realizan tomando en consideración la disposición de la

línea en los alimentadores de Distribución 34,5 Kv de CADAFE Región 2. La

disposición de estos alimentadores es de forma horizontal y en su totalidad están en

postes de acero.

2.6.1 Calculo de la reactancia inductiva (Xl)

Disposición de la línea: Horizontal

Para el conductor ARV 4/0, tenemos:

Nº DE Hilos : 7

Diámetro de cada Hilo (DH) = 4,417 MM

Frecuencia de operación: 60 c/s.

Diámetro exterior: 13,259 mm.

Para obtener estos y más datos ver Tabla 5.1.

Distancias Para El Cálculo de Ds.

75

Figura 2.9. Disposición interna de los hilos del conductor ARV 4/0

(Ecu. 2.10) 49 122467 )3(2r*24(2r)*(4r)*(r =RMG = Ds

r = re-2/4 = 0,07788*r (Ecu. 2.11)

y sustituyendo en la formula de Ds, nos queda:

49 122467 )3(2r*24(2r)*(4r)*(r = Ds

Ds = RMG 2,1767*r

DH =4,4170mm

RH(radio de cada hilo) = DH/2 = 4,4170mm/2 = r

r = 2,2085mm.

76

RMG = 2,1767* r = 4,8072mm = 0 0,0048072m.

2.6.2. Calculo de Deq

Figura. 2.10. Disposición de las fases del alimentador

(Ecu. 2.12) 3312312 **D Deq DD=

D12 = 0,4m

D23 = 1,8 m

D31 = 2,20m

m1657,1)584,1(80,1*20,2*4,0 Deq 33 ===

El calculo de XL; XL = Xa + Xd;

XL = 4,657x10-3* f *[log (Deq/Ds)]; para f = 60 Hz. (Ecu. 2.13)

77

XL = 4,657x10-3 * 60 * [log (1,1657/0,0048072) ]

XL = 0,666 Ω/milla por fase

Xl = 0,666 Ω /1,609 km = 0,414 Ω/km

2.6.3. Calculo general de la resistencia de corriente alterna para los

alimentadores

Para calcular las resistencias de los conductores, se siguen los distintos pasos:

Ro = resistencia de corriente directa (D.C).

Ro = Ρ*l/A

Donde:

P = Resistividad del material (Ω /cm-pie).

L = Lo0ngitud del conductor (m- pie).

A = área de la sección Transversal del conductor (m).

R2/R1 = (T +T2) / (T + T1) (Ecu. 2.14)

Donde:

R1 = Valor dado a la temperatura T1.

R2 = Valor que se determinará a la temperatura T2.

T = Valor constante característico del material según su conductividad.

78

A continuación se da una tabla de valores para hallar la constante característica

del material:

Tabla 2.1. Tabla de valores para T

MATERIAL CARACTERISTICO A 20ºC VALOR DE T

Cobre trenzado 265

Cobre estirado en frió 97,3% conductividad 241

Cobre recocido de conductividad 100% 234,5

Aluminio estirado en frió conductividad 61% 228

Aluminio Trenzado 305

orfmr µµωµ ***2 f / ( Π== (Ecu. 2.15)

Donde:

µ = µo* µr; µr = 1 para todos los conductores (Ecu. 2.16)

µo = 4Пx10-7 H/m

ω = 2Пf. Rad/seg; f = 60 Hz (Ecu. 2.17)

mr = 0,0636√(f /Ro); termino que conlleva un factor de corrección implícito

Tabla 2.2. Características principales de tres tipos de material

MATERIAL A 20º C P Ω/cm pie conductividad Valor de la Cte. T Cobre recocido 10,37 100% 234,5

79

Cobre Duro 10,66 97,3% 241 Aluminio 17,0 61% 228

Una vez determinada mr, en los pasos anteriores, se ingresa con este valor a la

curva de la figura.2.11 y luego se hall la relación R/Ro.

Figura.2.11. Grafica que permite determinar la relación entre R y Ro

R/Ro = Vd; R = Rac; Rac = Ro*Vd.

R/Ro = es el incremento de la resistencia debido al efecto piel.

Para efectuar el cálculo de resistencia de conductores debe hacerse notar que

estas deberán calcularse en las condiciones más adversas.

Las siguientes formulas, permite calcular la XL para todos los conductores de la

tabla 2.1º, con disposiciones horizontales, independientemente del número de hilos de

cada conductor.

XL = 0,279*Log [1,07107/DH] Ω/milla (Ecu. 2.18)

80

Donde:

DH = Diámetro de cada hilo. Cuando el conductor es solidó, se toma el diámetro de

ese único hilo.

Para determinar el valor de XL en Ω/km, debe dividirse el valor de X2 por

1,609, lo cual es igual a:

XL = (0,279/1,609)* [1,07107/DH] Ω/milla.

XL = 0,1734 * [1,07107/DH] Ω/km. Con DH en metros (Ecu.2.19)

Tabla 2.3. Valores de XL y r para lineas con disposición horizontal y calibres de

conductores normalizados por CADAFE.

CONDUCTORES RESISTENCIA A

25ºC EN Ω/km A 60 Hz

RESISTENCIA A 50ºC EN Ω/km A 60

Hz

REACTACIA INDUCTIVA A 60

Hz Cu#6 1,3548 1,4854 0,41893 Cu#2 0,5481 0,5991 0,4572

Cu#2/0 0,2735 0,2989 0,4310 Cu#4/0 0,1728 0,1883 0,4134 Cu#4 0,8539 0,9341 0,4015

Arv#4/0 0,2745 0,3018 0,4135 Arv#1/0 0,5496 0,6043 0,4397 Arv#4 1,3913 1,5279 0,4746

2.6.4 Calculo de la constante K (constante de distribución) para los conductores

normalizados por CADAFE

La constante de distribución K viene dada por las siguientes expresiones

matemáticas:

81

K = (R cosØ + X senØ)/ 10 Kv 2; Cuando la carga está en KVA. (Ecu. 2.20)

K = [√ 3 * (R cosØ + X senØ)/ VL]*100; Cuando la carga está en Amp (Ecu.2.21)

Como puede apreciarse en las formulas anteriores, estas van a depender de la

impedancia del conductor, de la tensión de operación de los mismos y del ángulo del

factor de potencia instantáneo.

El cálculo de K es importante porque esta constante permite calcular la caída de

tensión a través del alimentador de acuerdo a su longitud y su carga en KVA o en

amperios.

La figura 2.12. Muestra un perfil de voltaje general, de como debería

funcionar la línea en condiciones de máxima carga y de carga mínima en relación a

las caídas de voltaje establecidas por la empresa CADAFE. Es de hacer notar que

este perfil de tensión general, la caída de tensión en condiciones normales podría

llegar hasta un 5% sin que se produzca ninguna perturbación en la línea.

Los pasos para la elaboración de un perfil de tensión son los siguientes:

• Determinar el factor de potencia al cual opera la línea para las horas pico

de carga máxima y las horas de carga mínima.

• Determinar la impedancia de la línea en Ohm/Km, de acuerdo con el

calibre y tipo de conductor y configuración conductores de la línea.

• Determinar la tensión de la línea que se va a estudiar.

82

• Determinar los KVA de la sección de la línea que se va estudiar, o en su

defecto encontrar la corriente de carga de la línea para máxima o mínima carga en

esta sección.

• Determinar la longitud de la línea que se va a Estudiar.

• Los parámetros den la línea a excepción de la longitud y la impedancia,

deben compararse y coordinarse con las tensiones de la barra en la subestación.

83

Figura. 2.12. Perfil general de tensión para el caso de un alimentador en 13,8 Kv

2.7. Protección en líneas de distribución

El objeto del empleo de las protecciones en redes de distribución aérea es

evitar o disminuir al máximo los efectos de las perturbaciones y fallas, así como

también daños en los equipos y la perdida del servicio eléctrico. En los sistemas de

distribución aérea ocurre un mayor número de fallas ya que están expuestos más que

ningún otro sistema a la acción de agentes externos de perturbación: es por ésta razón,

que se deben utilizar protecciones con la finalidad de anticiparse a esta variedad de

situaciones anormales, las cuales interfieren con el normal funcionamiento del

sistema.

2.7.1. Tipos de fallas y sus causas en líneas de distribución

Desde el punto de vista de su duración, las fallas sobre redes de distribución

aérea pueden ser de naturaleza permanente o temporal. Una falla permanente se

define como una condición anormal que persiste, indiferentemente de la velocidad de

operaciones de los dispositivos de protección de sobrecorriente o del número de veces

que estos realicen sus operaciones de apertura y reconexión del circuito durante la

falla. Las causas típicas de las fallas permanentes son:

• Rotura de conductores o de aisladores.

• Árboles caídos sobre líneas.

• Daños de equipos.

85

Una Falla Temporal es aquella anormal que puede ser despejada o eliminada

por la rápida acción de los dispositivos de protección. El efecto de estas fallas puede

reducirse a una interrupción momentánea del circuito. Las causas típicas de fallas

temporales son:

• Ramas de árboles que tocan las líneas energizadas.

• Arqueo de los aisladores.

• Conductores que se tocan, batidos por el viento.

Si una falla que es de naturaleza temporal no es despejada rápidamente por los

dispositivos de protección, las características de ella pueden cambiar y ésta

convertirse en permanente. Estudios detallados en redes de distribución aérea han

establecido que aproximadamente el 95% de todas las fallas ocurridas, son de

naturaleza temporal y su duración es de pocas fracciones de segundos.

Los tipos de fallas que pueden ocurrir en un sistema de distribución aérea desde

el punto de vista del número de conductores involucrados son:

• De una fase a tierra.

• De dos fases a tierra.

• De dos fases en contacto.

• Trifásicas.

86

Datos estadísticos muestran que las fallas de línea a tierra ocupan un lugar

preponderante. A continuación se presenta un cuadro comparativo del porcentaje de

ocurrencia de los diferentes tipos de fallas.

2.7.2. Minimización de los efectos de las fallas

Los efectos de las fallas pueden reducirse de la siguiente manera:

• Eliminando interrupciones de servicio prolongado causadas por fallas

temporales.

• Limitando las interrupciones de servicio al menor número de

consumidores posibles afectados por las fallas permanentes y el tiempo de

duración de estas interrupciones.

2.7.3. Protección contra fallas temporales

Debido a que la duración de este tipo de falla es de pocos ciclos, ellas son mejor

tratadas con procedimientos que involucren aperturas y reconexiones automáticas del

circuito. De esta manera se logra que las anormalidades momentáneas sean

despejadas en algunas de dichas operaciones. Los dispositivos más adecuados para

87

cumplir con este objetivo deberán poseer las funciones de apertura y reconexión

ideales para despejar fallas temporales. Entre estos dispositivos se encuentran el

disyuntor y el reconectador de líneas.

2.7.4. Protección contra fallas permanentes

Para lograr una protección efectiva contra fallas permanentes se requiere que

las secciones falladas de la línea sean automáticamente desconectadas del circuito sin

perjudicar el buen funcionamiento del resto del alimentador y de esta manera lograr

que sean afectados un número mínimo de suscriptores. Esto se puede lograr mediante

la utilización de seccionalizadores automáticos de líneas, y de fusibles.

2.8. Influencia de la impedancia de falla sobre el valor de la corriente de

cortocircuito

En la aplicación de equipos de protección de sobrecorriente se debe determinar

el valor de las corrientes de falla; al realizar un estudio de cortocircuito se obtiene

como resultado los valores de esta corriente en cada nodo seleccionado del circuito.

La impedancia de falla (Zf), es simplemente, el valor de la impedancia en el

punto de ocurrencia de la falla, su magnitud depende de la causa, el tipo y el medio

ambiente donde ocurre la misma. Según esto, existen varias resistencias asociadas a

la impedancia de falla, tales como: resistencia del arco, resistencia de aterramiento de

la torre o de la subestación y resistencia de contacto. Por esto resulta poco probable la

ocurrencia de una falla sólida a tierra. Una rama de árbol que toca simultáneamente

dos conductores de una línea o un conductor que cae en un terreno seco cuya

resistencia de contacto con la tierra es alta, son ejemplos de fallas alta impedancia; sin

88

embargo, si el conductor cae en el interior de un río o un lugar cuya resistencia de

contacto con la tierra es baja, puede producirse una falla de baja impedancia

originando corrientes más severas que en el caso de fallas de alta impedancia.

Según datos estadísticos la impedancia de falla utilizada en los cálculos de

cortocircuito pueden variar entre 0 y 40 ohm. En el presente estudio se han utilizado

para los cálculos de cortocircuito, una impedancia de falla de 0 ohm para los

cortocircuitos entre fases, y una impedancia de 20 ohm, para fallas de fase a tierra. La

escogencia se hizo tomando en cuenta los tipos de terreno donde se encuentran

ubicados los alimentadores y según datos estadísticos de la magnitud de las corrientes

de falla entre ellos.

2.8.1. Determinación de la corriente de cortocircuito

La manera más sencilla y más ampliamente utilizada de determinar la corriente

total, asimétrica de cortocircuito, es calcular primero la componente simétrica de la

corriente de falla y utilizar después factores multiplicadores adecuados para tomar en

cuenta la asimetría de la misma.

Efectos de la corriente de cortocircuito:

• Efecto térmico de sobrecalentamiento en equipos.

• Esfuerzos mecánicos en barras, conductores y otros equipos del sistema.

• Perturbaciones ocurridas por la caída de tensión durante el tiempo que

dura el cortocircuito.

89

2.8.2. Importancia de la determinación de la corriente de cortocircuito.

• Verificar que los equipos de interrupción puedan soportarla e

interrumpirla.

• Seleccionar adecuadamente los equipos cuando se diseña un sistema.

• Coordinar adecuadamente la operación de los equipos de protección.

2.8.3. Calculo de la corriente simétrica de cortocircuito

El primer paso a seguir para poder determinar en forma práctica la corriente

simétrica de cortocircuito al producirse una falla en un sistema e potencia, es obtener

una representación circuítal de ese sistema que nos permita efectuar el cálculo de la

corriente de la manera más sencilla y precisa posible.

• Al aplicar este método es conveniente seguir los pasos que se detallan a

continuación:

• Se presenta el diagrama unifilar del sistema en estudio.

• Este diagrama debe mostrar todas las fuentes de corriente de cortocircuito

y todos los elementos circuitales cuya impedancia sea significativa.

A partir del diagrama unifilar se prepara el diagrama de impedancia, sustituyendo

a cada elemento por su representación circuital equivalente. Los valores de las

impedancia se expresan en por unidad, para ello se escoge:

90

a) Una base KVA común para todo el sistema. Puede escogerse cualquier valor

para esta base sin embargo a fin de simplificar la manipulación de los valores

numéricos, se aconseja elegir un número redondo, tal que, la capacidad total de

sistema sea de 1 a 10 veces el valor seleccionado.

b) Se escoge una base de tensión para cada nivel de voltaje del sistema. Estas

bases de tensión deben de estar relacionada entre si igual que las relaciones de

transformación de los bancos de transformadores que separan cada nivel de voltaje

del sistema. Esto se hace a fin de que las impedancias expresadas en por unidad,

tenga el mismo valor cualquiera que sea el nivel de tensión. Estas bases de tensión se

acostumbra escogerlas igual a la tensión nominal del sistema a cada lado de los

transformadores.

A continuación se presentan una serie de formulas y definiciones que son de

utilidad cuando estamos trabajando con el método de por unidad.

• KVA base: Común para todo el sistema en KVA trifásicos.

• KVA base: Depende del nivel de tensión del sistema. KV de línea a

línea.

• OHMS base: Impedancia base, en ohms por fase.

• AMPERES base: Corriente base, en amperes por fase.

OHMS base = [(kV base)2/(MVA base)] (Ecu. 2.22)

AMPERES base = (KVA base) /(√(3)*kV base) (Ecu. 2.23)

91

MVA = (KVA base) / (1000) (Ecu. 2.24)

Si tenemos Z (impedancia) en ohm, para pasar a por unidad:

Z p.u = [(Z en ohm) / (ohm base)] = (Ecu. 2.25)

Z p.u = [(Z en ohm base * MVA base) / (kV base)2] (Ecu. 2.26)

Si tenemos Z en p.u en una base 1 y queremos pasar a otra base 2:

Z2 = Z1 * [(MVA2/MVA1)*(kV1/KVA2) 2] (Ecu. 2.27)

Teniendo en cuenta que el sistema de distribución generalmente es radial,

deduciremos las ecuaciones de cortocircuito específicamente para éste fin. La

resolución es simple, basta acumular todas las impedancias hasta el punto de falla.

Para hallar la impedancia acumulada en los demás puntos enumerados del sistema,

basta adicionar la impedancia del conductor referido a la subestación.

2.8.4. Cortocircuito trifásico

Con las corrientes de cortocircuito trifásico son balanceadas, solamente se

considera el diagrama de impedancia de secuencia positiva. La fig. 2.13. Ilustra la

representación de un cortocircuito trifásico; vemos que la conexión de los diagramas

sólo contiene la impedancia de secuencia positiva.

92

Figura 2.13. Representación de un cortocircuito trifásico

Donde: Z1 es la impedancia de secuencia positiva acumulada desde el punto de

falla considerado, o sea la impedancia de thevenin de secuencia positiva vista por el

punto de falla.

Ia1 = (1/Z1)

(Ecu. 2.27)

Como Ia0 = Ia2 = 0; entonces

Ia = Ia1 = (1/Z1) p.u en módulo

Por lo tanto:

Icc3ø = (1/Z1) * I Base [A] en módulo (Ecu.2.27)

93

I Base = [(Sbase) / (√3 *Vbase)] [A]

2.8.5. Cortocircuito fase-fase

La Figura 2.14. Representa un cortocircuito Fase – Fase en donde los diagramas

de secuencia positiva y negativa se conectan en paralelo.

Figura 2.14. Representa un cortocircuito fase – fase donde los diagramas de secuencia

positiva y negativa se conectan en paralelo.

El sistema de distribución generalmente está lejos del generador, entonces

podemos considerar que la impedancia de secuencia positiva (Z1) es igual a la

impedancia e secuencia negativa (Z2). Así tenemos:

Z1 = Z2

Ia1 = [1 / (Zi + Z2)] = (1 / 2Z1) [pu] (Ecu.2.28)

Ia2 = -Ia1

94

Por lo tanto:

Ia0 = 0

Ib = 1*0 + a2*Ia1 – a*Ia1; por lo tanto Ib = (a2 – a)Ia1

Ib = Ia1*√3

Ib = (√3/2Z1)

Ib = [(√3/2)*(1/Z1)] [pu] en módulo. Entonces:

Icc2ø = (√3/2)*Icc3ø = Icc2ø = 0,866*Icc3ø

2.8.6. Cortocircuitos fase-tierra

Los diagramas de impedancia de secuencia positiva, negativa y cero se

conectan en serie. Como se muestra en la figura

95

Figura 2.15. Representa un cortocircuito fase – tierra

Donde:

Z0 es la impedancia de secuencia cero, acumulada hasta el punto de falla.

Z1 = Z2

Ia1 = 1/(Z1+Z2+Z0) = 1/(2Z1+Z0) = Ia0 =Ia2

Ia = Ia0 + Ia1 + Ia2 (Ecu.2.29)

Ia = 3*Ia1; por lo tanto: (Ecu.2.30

Ia = [3 / (2Z1 + Z0)] [pu] (Ecu.2.31)

Icc1ø = [3 / (2Z1 + Z0)] * I base [A] (Ecu.2.32)

Donde; I base = (S base/ √3 * Vbase)

96

2.8.7. Cortocircuito fase – tierra mínimo

En distribución, el cortocircuito fase-tierra mínimo es calculado para una

resistencia de falla de 20 ohm colocada en el punto de falla. La fig. 2.15 Muestra

conexión de los diagramas de impedancia para esta condición.

Figura.2.16. Representa un cortocircuito fase – tierra mínimo

Icc1ø-t mínimo = [(3) / (2Z1 + Z0 + 3ZE] * I base [A] (Ecu.2.33)

2.8.8. Asimetría de la corriente de cortocircuito

En un sistema de potencia de corriente alterna, la impedancia de los circuitos

que transportan la corriente hasta las cargas es generalmente inductiva; además la

reactancia es casi siempre mucho mayor que la resistencia.

La corriente de cortocircuito asimétrica está formada por dos componentes, una

de corriente alterna y otra de corriente directa. Tanto la componente de corriente

continua como la de corriente alterna decrecen con el tiempo. La Fig.2.16 muestra

97

como se combina la componente de c.d. con la de c.a para producir la corriente total

asimétrica.

Figura. 2.17. Muestra como se combina la componente de c.d. con la de c.a para

producir la corriente total asimétrica.

Como no existen en el sistema fuentes que alimenten la componente de

corriente directa, ésta irá disminuyendo con el tempo, a medida que se va disipando

en forma de calor (I2*R), en la resistencia del sistema. La rata de decremento de esta

componente depende directamente de la relación existente entre la reactancia y la

resistencia (X/R) de la impedancia equivalente del sistema en el punto de falla.

Conociendo esta relación es posible determinar la forma en que varía la

componente de corriente continua en función del tiempo; y con ello, suponiendo que

la componente de corriente alterna se mantuviese constante, la variación de la

corriente total asimétrica. Se pueden establecer curvas que muestren esta variación en

función del tiempo y de la relación X/R.

El decremento de la componente alterna de la corriente de cortocircuito

depende especialmente de la reactancia de los generadores y la del sistema. Este

decremento será tanto más rápido cuanto mayor sea la influencia de la reactancia de

los generadores sobre la reactancia total del sistema en el punto de falla. Así, para

98

fallas cerca de la estación de generación, donde la reactancia total viene dada

principalmente por la de los generadores, el decremento de la componente de c.a. es

relativamente rápido. Para fallas lejos de los generadores, la reactancia total viene

dada principalmente por la del sistema, y el decremento de la componente de c.a. es

lento.

2.8.9. Sistemas de una transformación

Significa que la falla está separada de la estación de generación como máximo

por una estación de transformación, sin reactores limitadores de corriente entre la

falla y los generadores.

2.8.10. Sistemas de dos o más transformaciones

Se dice que la falla pertenece a un sistema de dos o más transformaciones

cuando está separada de los generadores a través de dos o más estaciones

transformadoras de tensión y/o reactores de corriente.

Para fallas en líneas de transmisión con sólo una estación de transformación

entre ellas y la fuente de generación, la reactancia del sistema es baja comparada con

la de los generadores. Para fallas en circuitos de subtransmisión o de distribución con

dos o más transformaciones entre ellos y la estación de generación, la reactancia del

sistema es elevada con respecto a la del generador. El decremento de la componente

alterna de la corriente de falla es por lo tanto pequeño y basta con tomar en cuenta el

decremento de la componente de corriente directa.

99

En la tabla 2.4 se presentan de nuevo, pero esta vez de forma tabular, los

factores de asimetría que permiten determinar el valor de la corriente de cortocircuito

asimétrica de acuerdo a la relación X/R en el punto de falla.

Tabla 2.4. Factores de asimetría que determinan el valor de la corriente de

cortocircuito asimétrica de acuerdo a la relación X/R. X/R F.A. X/R F.A. X/R F.A. 0.25 1.000 1.30 1.085 6.80 1.360 0.30 1.004 2.40 1.090 7.00 1.362 0.40 1.005 2.50 1.104 7.25 1.372 0.50 1.006 2.60 1.110 7.50 1.385 0.55 1.007 2.70 1.115 7.75 1.391 0.60 1.008 2.80 1.123 8.00 1.405 0.65 1.009 2.90 1.130 8.25 1.410 0.70 1.010 3.00 1.140 8.50 1.420 0.75 1.011 3.10 1.142 8.75 1.425 0.80 1.012 3.20 1.150 9.00 1.435 0.85 1.013 3.30 1.155 9.25 1.440 0.90 1.015 3.40 1.162 9.50 1.450 0.95 1.018 3.50 1.170 9.75 1.455 1.00 1.020 3.60 1.175 10.00 1.465 1.05 1.023 3.70 1.182 11.00 1.480 1.10 1.025 3.80 1.190 12.00 1.500 1.15 1.026 3.90 1.192 13.00 1.515 1.20 1.028 4.00 1.210 14.00 1.525 1.25 1.029 4.10 1.212 15.00 1.550 1.30 1.030 4.20 1.220 16.00 1.560 1.35 1.033 4.30 1.225 17.00 1.570 1.40 1.035 4.40 1.230 18.00 1.580 1.45 1.037 4.50 1.235 19.00 1.590 1.50 1.040 4.60 1.249 20.00 1.600 1.55 1.043 4.70 1.255 22.50 1.610 1.60 1.045 4.80 1.260 25.00 1.615 1.65 1.047 4.90 1.264 27.75 1.625 1.70 1.050 5.00 1.270 30.00 1.630 1.75 1.055 5.20 1.275 35.00 1.636 1.80 1.060 5.40 1.290 40.00 1.648 1.85 1.063 5.60 1.303 45.00 1.653 1.90 1.065 5.80 1.310 50.00 1.659 1.95 1.068 6.00 1.315 55.00 1.660 2..00 1.070 6.20 1.324 60.00 1.680 2.10 1.075 6.40 1.335 2.20 1.080 6.60 1.350

100

2.9. Dispositivos de protección contra sobrecorriente en sistemas de distribución

Los equipos más utilizados por la empresa CADAFE para la protección de sus

alimentadores son los disyuntores, reconectadores ó reclosers y fusibles.

2.9.1. Fusibles

Un fusible es un dispositivo de protección de sobrecorriente que aísla

automáticamente la fase en la que se halla instalado cuando la corriente que la

atraviesa excede cierto valor (generalmente el doble de su capacidad nominal o

corriente de operación continua). El fusible es un medio de protección simple y

económico de los sistemas de distribución, aunque su uso presenta bastantes

limitaciones.

Para interrumpir la corriente de falla, el fusible contiene un alambre en serie

con el circuito eléctrico, el cual se calienta cuando ésta pasa, y se funde, dejando

interrumpido el circuito y el fusible con el voltaje nominal del sistema. Debido a esto,

se establece un arco eléctrico en el interior del fusible, permitiendo que circule

nuevamente la corriente de falla; pero como el arco calienta la superficie interior del

fusible y esta desprende un gas que desioniza su trayectoria, el arco puede ser

eliminado en el instante en que la corriente de falla pase por cero.

El tiempo que tarda el fusible en interrumpir el circuito depende de la magnitud

de la sobrecorriente, guardando de esta manera, una relación de tiempo inverso que se

conoce como característica tiempo-corriente.

101

De acuerdo a la velocidad de fusión de los fusibles, la cual da una idea de la

rapidez con que responde el elemento fusible a la magnitud de la sobrecorriente que

se presente y se define como la relación que existe entre la corriente mínima de fusión

a 0.1 seg. y la corriente máxima de fusión a 300 ó 600 seg. , los fusibles se clasifican

usualmente en rápidos y lentos, designados por “K” y “T” respectivamente. Los

fusibles mas utilizados por la Empresa CADAFE en los sistemas de distribución son

del tipo “K”.

2.9.2. Reconectador

Es un equipo diseñado para abrir o cerrar un circuito eléctrico bajo condiciones

normales de operación o de falla y realizar la reconexión automática del circuito. Si la

falla es permanente, abre definitivamente después de un ciclo de operaciones

preestablecido.

Los reconectadores mas utilizados por la Empresa CADAFE son de control

hidráulico (KF) y una nueva generación de reconectadores tipo GVR, controlados por

relés de microprocesador.

2.9.3. Seccionalizador

Un seccionalizador es un dispositivo de protección que aísla automáticamente

secciones falladas de líneas de un sistema de distribución. Normalmente se utiliza en

serie con un reconectador o con un disyuntor que posee reconexión automática. El

seccionalizador no está diseñado para interrumpir corriente de falla, simplemente

detecta el valor de la corriente en la línea y cuenta el número de veces que el

dispositivo de respaldo interrumpe la falla.

102

El seccionalizador posee un mecanismo que le permite contabilizar las

operaciones de interrupción del dispositivo de respaldo, luego del número de conteos

para cual fue calibrado éste abre sus contactos. Para lograr esto, el seccionalizador

detecta la corriente mediante una bobina conectada en serie con la línea, y cuando

ésta es igual o mayor a 1.6 veces la corriente nominal de la bobina, comienza a operar

el mecanismo de conteo. Los seccionalizadores pueden ser calibrados para realizar de

1 a 3 operaciones de conteo antes de abrir sus contactos definitivamente, siempre en

un conteo menos que el número total de operaciones de disparo del dispositivo de

respaldo, como mínimo.

2.9.4. Disyuntor

Es un equipo de potencia capaz de transportar e interrumpir corrientes bajo

condiciones normales de operación o de falla. Para lograr esto, el disyuntor está

equipado con tres relés de tiempo inverso (2 para fase y 1 para tierra), tres relés

instantáneos (2 para fase y 1 para tierra), y un relé de reenganche automático

trifásico de múltiples contactos; dichos relés le imparten las órdenes de apertura y de

cierre a la unidad de disparo del disyuntor, por lo cual la operación de este dispositivo

se rige por las curvas características de operación de esos relés. Los disyuntores

también pueden ser disparados y cerrados manualmente.

2.9.5. Relé de sobrecorriente.

Los relés de sobrecorriente proveen la inteligencia necesaria para identificar

corrientes de falla, temporizar, recerrar y en general controlar la operación de los

interruptores de potencia. Son dispositivos aplicados externamente ya que los

interruptores no tienen, por se mismo, capacidad de detectar fallas. Esta conformado

103

por dos unidades: La unidad temporizada y la unidad instantánea. La primera posee

ajustes de tiempo y corriente denominados Dial y TAP respectivamente. La segunda

posee un tiempo definido de aproximadamente 0.02 segundos, razón por la cual tan

sólo se ajusta la corriente.

2.10. Conceptos generales en la coordinación de protecciones

2.10.1. Para fallas permanentes

El sistema de protección deberá aislar el menor tramo que éste en falla.

2.10.2. Para fallas transitorias

El sistema de protección deberá proporcionar un esquema de reconexión seguro

para fallas en cualquier parte del sistema de distribución, de modo que la elimine en

el menor tiempo posible.

2.10.2.1. Zona de protección

Es el trecho del sistema protegido por un determinado equipo de protección. Se

recomienda que todo trecho del sistema tenga, la protecciones de sierre que sea

posible, más una protección de respaldo.

104

2.10.2.2. Sensibilidad

Es la capacidad que un equipo de protección tiene para abrir el circuito en

respuesta a los valores mínimos de cortocircuito al final de la zona de protección, y al

mismo tiempo de mantenerse cerrada con la máxima corriente de carga.

2.10.2.3. Selectividad

Es la característica que tiene el sistema de protección para cualquier falla, en el

cual el equipo de protección más próximo a ésta anticipa su actuación, aislando el

menor trecho en falla.

2.10.2.4. Coordinación

Es la característica que tiene el sistema de protección para cualquier falla en el

circuito de operar en una determinada secuencia junto con uno o más equipos de

protección instalados en series.

2.10.2.5. Características tiempo x corriente

Representa la respuesta del equipo de protección para cualquier valor de ajuste,

en función de la corriente de cortocircuito del sistema. La característica Tiempo x

Corriente, también llamadas curvas de tiempo, pueden ser representadas de dos

105

maneras: Tiempo X Corriente; o Tiempo x Múltiplos o Porcentajes de la corriente de

ajustes. En general, las características de los equipos de protección son representadas

de la segunda forma, porque de esta manera permiten presentar apenas una curva para

cualquier valor de ajuste.

2.10.2.6. Coordenograma

Es el gráfico que ilustra la coordinación o la selectividad de la protección, que

podrá ser obtenida en forma computacional o manual. Se construye a través del uso

correcto de las características Tiempo x Corriente de los diversos equipos de

protección, suministrada por los respectivos fabricantes.

2.11. Coordinación entre dispositivos de protección

En la coordinación de las características tiempo-corriente de los distintos tipos

de dispositivos de protección, deben emplearse los siguientes criterios básicos:

La protección principal debe despejar una falla permanente o temporaria antes

de que opere la protección back-up, o continuar operando hasta que el circuito sea

desconectado. Sin embargo, se verá luego el caso especial de coordinación entre un

reconectador y un fusible. La pérdida de suministro causada por una falla permanente

debería restringirse a la menor parte posible del sistema por el tiempo más corto

posible.

2.11.1. Coordinación fusible-fusible

106

El mecanismo inicial de operación de un fusible es la fusión del elemento. Este

mecanismo depende de los tres siguientes factores:

• Magnitud de la corriente

• Duración de la corriente

• Propiedades eléctricas del elemento

2.11.2. Coordinación reconectador – fusibles

La coordinación entre un reconectador y un fusible debe realizarse por medio

de sus curvas características de operación y debe tomarse en cuenta el fenómeno de

calentamiento y enfriamiento a que es sometido el fusible durante el ciclo de

reenganche del reconectador. Para determinar el tipo de fusible utilizado y la

secuencia de operación del reconectador es indispensable analizar este tipo de

coordinación dependiendo de la ubicación de ambos dispositivos en el sistema.

Los criterios de coordinación dependen la ubicación relativa de los dispositivos,

es decir, ya sea si el fusible está del lado de la fuente y actúa como back-up de un

reconectador del lado de la carga o si la curva acumulativa del viceversa.

2.11.2.1. Fusibles en el lado de la alimentación

En las redes de distribución una ubicación frecuente de ambos dispositivos de

protección es el fusible en el lado de alta tensión del transformador de potencia y el

reconectador en la salida de baja tensión.

107

Figura 2.18. Fusible en el lado de alta del transformador

Las condiciones para lograr una coordinación satisfactoria en este esquema de

protección son las siguientes:

• El fusible no debe interrumpir el circuito para fallas en el lado de carga

del reconectador.

• Las curvas del fusible deben ser referidas al nivel de tensión del

reconectador.

Cuando se realiza esta coordinación teniendo presente las condiciones indicadas

anteriormente, se obtendrán según sea el caso, uno de los siguientes regimenes de

funcionamiento bajo falla:

• Cuando ocurren fallas permanentes en el lado de la carga del

reconectador, éste actuará aislando la red fallada sin permitir fatiga del fusible.

• Cuando ocurren fallas temporales en el lado de carga del reconectador,

éste actuara realizando sus operaciones para despejar dichas fallas.

• Para fallas en el transformador, el fusible actuará para minimizar los

daños que dichas fallas puedan ocasionar.

108

2.11.2.2 Fusibles en el lado de carga del reconectador

Esta disposición es la más utilizada por la empresa CADAFE. Ver figura 2.18.

Figura2.19. Fusible en el lado de carga del reconectador

Las condiciones para lograr una coordinación satisfactoria con este esquema

son las siguientes:

• Para obtener coordinación entre un reconectador y los fusibles instalados

en el lado de carga del reconectador, este debe detectar y despejar todas las

corrientes de falla que puedan originarse en su zona de protección y en la de los

fusibles.

• La curva de operación del reconectador debe ser ajustada a las

condiciones de carga del circuito y en función de la secuencia de operaciones del

reconectador y del tiempo de reconexión del mismo.

• Los fusibles instalados en el lado de carga del reconectador deben

detectar y despejar todas las corrientes de falla que se puedan originar en su área de

protección y evitar que pasen hacia el lado del reconectador.

109

2.11.3. Coordinación reconectador –reconectador

Una ubicación frecuente de este esquema de protección en redes de

distribución, es el de un reconectador a la salida de la subestación y otro reconectador

ubicado aguas abajo del circuito, preferiblemente a la mitad del mismo. Ver figura

2.19

Figura 2.20. Coordinación reconectador-reconectador.

Para logra una coordinación satisfactoria es necesario hacer un estudio de las

curvas características tiempo-corriente de los reconectadores.

Para coordinar reconectadores, conectados en serie, el tiempo mínimo requerido

entre las curvas de operación para que los reconectadores realicen sus operaciones de

apertura simultáneamente va a depender del tipo de reconectador utilizado.

2.11.4. Coordinación disyuntor -reconectador.

110

En alimentadores de distribución una ubicación frecuente de este esquema de

protección en redes de distribución, es el de un disyuntor a la salida de la subestación

y el de un reconectador ubicado aguas abajo del circuito, preferiblemente a la mitad

del mismo. Como se ilustra en la figura 2.21.

La finalidad de este esquema de protección es la de separar en dos zonas de

protección la red de distribución para evitar fatiga del disyuntor para estos casos de

ocurrencia de fallas temporales en el alimentador.

Figura 2.21. Coordinación disyuntor – reconectador.

En este tipo de coordinación el disyuntor es el equipo de respaldo conectado en

la red de distribución. Cuando se realiza la coordinación con estos dos equipos de

protección se debe tener presente dos factores importantes:

• Un disyuntor abre y despeja la falla unos ciclos después que el relé de

sobrecorriente da la orden de apertura.

• Los relé del disyuntor deben considerar los tiempos en el cual el

reconectador despeja la falla.

Debido a que los tiempos de reposición de los relees son normalmente largos, si

se detecta una nueva corriente de falla antes que los relees se repongan

111

completamente, se repongan completamente, se producirá un avance del disco desde

el punto de reposición no completa. Por lo tanto en este tipo de coordinación deben

tenerse presente los tiempos de operación del reconectador y del relee del disyuntor,

para evitar que el disyuntor se dispare antes que el reconectador termine su secuencia

de operación.

Las condiciones para lograr una coordinación satisfactoria con este esquema de

protección son las siguientes:

• Si la curva acumulativa del reconectador, obtenida sumando los tiempos

de las características tiempo – corriente de la secuencia de operación fijada para él,

se encuentra por debajo de la característica del relee se asegura la coordinación del

disyuntor con el reconectador.

• Si la curva acumulativa del reconectador sobrepasa a la característica

tiempo – corriente del relee en algún punto, la coordinación se puede determinar

de la manera siguiente:

Se determinan los porcentajes de avance y de reposición del disco del relee del

disyuntor para cada operación del reconectador, considerando positivo (+) el primero

y negativo (-) el segundo. Si la suma algebraica de estos porcentajes es mayor que

100 %, no se asegura la coordinación de estos equipos, debido a que el disyuntor se

dispara antes de que el reconectador termine su secuencia de operación.

2.12. Criterios para la coordinación de protecciones

112

2.12.1. Reconexiones salidas circuitos 34,5 y 13,8 KV

Se habilitaran 2 reconexiones la primera a 1 seg. y la segunda a 55 seg.

2.12.2. Determinación de zona de coordinación circuitos 34,5 y 13,8 KV

Se realizara 2 coordinogramas de protecciones: 1) FT, 2) Fases.

Se deberá definir la zona de coordinación estando limitada esta por los valores

mínimos y máximos de Corriente de Cortocircuito.

Para coordinación de Tierra:

Iminft = CC con resistencia de contacto de 40 Ω, mínima del sistema

Imaxft = CC en barras máxima del sistema.

Para coordinación de Fase:

Imin3f = CC con resistencia de contacto de 0 Ω, mínima del sistema

Imax3f = CC en barras, máxima del sistema.

2.12.3. Ajustes de falla tierra circuitos 13,8 KV cabecera

In>

113

Se deberá calcular el mínimo cortocircuito a tierra del sistema asumiendo una

resistencia de contacto de 40 Ω. El arranque del sobrecorriente del relé de tierra

deberá ajustarse para este valor. El dial elegido deberá mantener una separación de

300 msg; con la curva de máximo despeje de los fusibles aguas abajo.

No deberá ser mayor a 160 Amp; en S/E 115/13,8 KV

No deberá ser mayor a 90 Amp; en S/E 34,5/13,8 KV

In>>

Se ajustara al 80% de la falla FT (Resistencia de Contacto = 0) en el primer

tramo. En caso de que el relé no permita el ajuste propuesto se bloquea el instantáneo.

2.12.4. Ajustes de fase circuitos 13,8 kV cabecera

I>

Será el menor Valor de los tres posibles:

• I nominal de TC x 1,2

• I nominal del Conductor de la salida x 1,2

• Del General de 13,8 KV

114

El dial elegido deberá mantener una separación de 300 msg. con la Curva de

máximo despeje de los fusibles aguas abajo.

I>>

Se ajustara al 80% de la falla 3F en el primer tramo. En caso de que el relee no

permita el ajuste propuesto se bloquea el instantáneo.

2.12.5. Fusibles en la línea

Con el fin de simplificar la Operación y la gestión de los fusibles se usaran

fusibles de 80K y 40K para las redes asociadas a Sub Estaciones de 115/13.8 kV,

para la protección de ramales. Estos fusibles coordinan en serie hasta 2200 Amp.

Para el caso de las redes asociadas a S/E 34,5/13,8 kV se usaran 40K y 20K

coordinando en serie hasta 1100 Amp.

Para los circuitos con distribución en 34,5 se podrá usar la secuencia 80K, 40K

y 20K coordinando el primer escalón a 2200 Amp y el segundo a 1100 Amp.

2.12.6. Reconectadores de línea

En esta 1era etapa de implementación y hasta que el numero de reconexiones

y/o aperturas en el circuito no tengan un nivel adecuado (5 por mes). No se

implementara la curva rápida (salva fusibles) en la primera reconexión. Por lo tanto

115

este equipo hará reconexiones con curva lenta en la cantidad y los tiempos definidos

anteriormente.

En aquellos circuitos que no sean urbanos y que tengan un buen

comportamiento se podrá implementar la curva rápida realizando un seguimiento del

comportamiento del cambio realizado.

2.12.6.1. Protección alta de fase

En los equipos dotados con relees microprocesador que posean esta función se

habilitara la misma para cortocircuitos FT y 3F en los valores calculados para el 10%

del primer tramo con resistencia de contacto 0Ω.

2.12.6.2. Protección sensible de tierra en circuitos 13.8 KV

Se deberá ajustar al 16% del TC a 180 seg.

2.12.7. Ajustes de falla de tierra en circuitos 34,5 kv alimentando una S/E

34,5/13,8 KV

In>


resistencia de contacto de 40 Ω. El arranque del sobrecorriente del relee de tierra

deberá ajustarse para este valor.

116

No deberá ser mayor a 160 Amp.

In>>

Se ajustara al valor de CC FT en el 100% de la long. de la línea + ½ de la Zcc

del transformador en caso que el relee no permita esta regulación se bloqueara en

instantáneo.

2.12.8. Ajustes de fase en circuitos 34,5 kV alimentando una S/E 34,5/13,8 KV

I>

Será el menor valor de los tres posibles:

I nominal de TC x 1,2

I nominal del Conductor de la salida x 1,2

Del General de 34,5 KV

I>>

Se ajustara al valor de CC 3F en el 100% de la long. De la línea + ½ de la Zcc

del Transformador en caso que el relee no permita esta regulación se bloqueara en

instantáneo.

117

2.12.9. Ajustes de falla de tierra en circuitos 34,5 kV alimentando varias S/E

34,5/13,8 kV

In>


resistencia de contacto de 40 Ω. El arranque del sobrecorriente del relee de tierra

deberá ajustarse para este valor.


In>>

Se ajustara al 80% de la falla FT (resistencia de contacto =0) en el primer

tramo. En caso de que el relee no permita el ajuste propuesto se bloquea el

instantáneo.

2.12.10. Ajustes de fase circuitos 34,5 kV alimentando varias S/E 34,5/13,8 kV

I>

Será el menor valor de los tres posibles:

I nominal de TC x 1,2

I nominal del Conductor de la salida x 1,2

del General de 34,5 KV

118

I>>

Se ajustara al CC 3F en el 80% del primer tramo, en caso que el relee no

permita esta regulación se bloqueara en instantáneo.

2.12.11. Ajuste de fase gral de transformador 13,8 kV en S/E 115/13,8 kV

I>

Será el menor valor de los dos posibles:

I nominal del TC x 1,2 (Protección de temperatura de Aceite en Transformador)

I nominal de Transformador de Potencia x 1,2 (si el transformador dispone de

termómetro como protección de temperatura)

I nominal de Transformador de Potencia x 1,5 (si el transformador dispone

como protección de temperatura de relee de Imagen Térmica)

I>>

Se deberá ajustar al valor de CC 3F en barras de 13,8 KV en caso de no ser

posible se bloqueara.

119

2.12.12 Ajuste de tierra Gral. De Transformador 13,8 kV en S/E 115/13,8 kV

In>

Se deberá ajustar al CC FT en barras con resistencia 40 Ω.


In>>

Se ajustara al CC FT en barras de 13,8 kV (resistencia de contacto =0) en caso de no

ser posible se bloqueara.

2.12.13 Ajuste de fase general de trafo 115 kV en S/E 115/13,8 kV y S/E 115/34,5

kV

I>


I nominal del TC x 1,2 (Protección de temperatura de Aceite en transformador)

I nominal de Transformador de Potencia x 1,2 (si el transformador dispone de



como protección de temperatura de relee de Imagen Térmica).

120

I>>

Se deberá ajustar al valor de CC 3F en barras de 13,8 kV o 34,5 kV. si hay

coordinación con la protección inferior, en caso de que no lo permita se bloqueara.

2.12.14. Ajuste de fase general de transformador 34,5 kV en S/E 115/34,5 kV

I>


I nominal del TC x 1,2 (Protección de temperatura de Aceite en transformador)




como protección de temperatura de relee de Imagen Térmica

I>>

Se ajustara al CC FT en barras de 34.5 kV (resistencia de contacto =0) en caso

de no ser posible se bloqueara.

121

2.12.15. Coordinación entre curvas

Todas las curvas deberán guardar una distancia de 300 msg. entre ellas.

2.12.16. Curva de daño

Si no se tienen los datos del fabricante del transformador se tomara (12x In)²=

1seg. Como la curva de daño. La distancia de esta a la primera curva deberá guardar

una distancia mínima de 600 msg. En la zona de coordinación.

2.13. Compensación reactiva

En la actualidad los costos de operación de las industrias se incrementan

continuamente. La energía, un recurso fundamental para el progreso y la expansión

industrial y esta no escapa a la tendencia del incremento de su costo. Esta situación ha

llevado a la industria eléctrica a definir políticas que conlleven a un uso más racional

y eficiente de la energía eléctrica.

Una de las medidas al alcance del industria para conocer el grado de eficiencia

con el cual está utilizando dicha energía es el llamado factor de potencia, el cual ha

sido tomado muy en cuenta dentro de los programas tendientes a la mejor utilización

de la electricidad.

http://www.monografias.com/trabajos4/costos/costos.shtml

http://www.monografias.com/trabajos5/induemp/induemp.shtml

http://www.monografias.com/trabajos16/industria-ingenieria/industria-ingenieria.shtml

http://www.monografias.com/trabajos11/veref/veref.shtml

http://www.monografias.com/trabajos14/trmnpot/trmnpot.shtml

http://www.monografias.com/Computacion/Programacion/

http://www.monografias.com/trabajos10/nofu/nofu.shtml

122

2.13.1. Factor de Potencia

Se define como el cociente de la relación de la potencia activa entre la potencia

aparente. (Ver ecuación2.33)

P

SFP = (Ecu. 2.33)

Comúnmente, el factor de potencia es un término utilizado para describir la

cantidad de energía eléctrica que se ha convertido en trabajo, El valor ideal del factor

de potencia es 1, esto indica que toda la energía consumida por los aparatos ha sido

transformada en trabajo; por el contrario, un factor de potencia menor a la unidad

significa un mayor consumo de energía necesaria para producir un trabajo útil. Es

aconsejable que en una instalación eléctrica el factor de potencia sea alto y algunas

empresas de servicio eléctrico exigen valores de 0,8 y más.

Las cargas industriales en su naturaleza eléctrica son de carácter reactivo a

causa de la presencia principalmente de equipos de refrigeración, motores, etc.

Este carácter reactivo obliga que junto al consumo de potencia activa (KW) se sume

el de una potencia llamada reactiva (KVAR), las cuales en su conjunto determinan el

comportamiento operacional de dichos equipos y motores. Esta potencia reactiva ha

sido tradicionalmente suministrada por las empresas de electricidad, aunque puede ser

suministrada por las propias industrias.

Al ser suministradas por las empresas de electricidad deberá ser producida y

transportada por las redes, ocasionando necesidades de inversión en capacidades

mayores de los equipos y redes de transmisión y distribución.

123

2.13.2 Tipos de potencia

Existen distintos tipos de potencias, las cuales son: ver figura 2.22

2.13.2.1. Potencia efectiva o real

Es la que en el proceso de transformación de la energía eléctrica se aprovecha

como trabajo, su unidad es WATT y su símbolo es la letra P.

2.13.2.2. Potencia reactiva

Es la encargada de generar el campo magnético que requieren para su

funcionamiento los equipos inductivos como los motores y transformadores su

unidad es VAR y su símbolo es la letra Q.

2.13.2.3. Potencia sparente

Es la suma geométrica de las potencias efectiva y reactiva; como se observa en

la siguiente ecuación 2.34:

Ecu. 2.34

124

Figura 2.22 Triangulo de potencias eléctricas

2.13.3. Causas de un bajo factor de potencia

La potencia reactiva, la cual no produce un trabajo físico directo en los equipos,

es necesaria para producir el flujo electromagnético que pone en funcionamiento

elementos tales como: motores, transformadores, lámparas fluorescentes, equipos de

refrigeración y otros similares. Cuando la cantidad de estos equipos es apreciable los

requerimientos de potencia reactiva también se hacen significativos, lo cual produce

una disminución exagerada del factor de potencia. Un alto consumo de energía

reactiva puede producirse como consecuencia principalmente de:

• Un gran número de motores

• Presencia de equipos de refrigeración y aire acondicionado

• Una sub-utilización de la capacidad instalada en equipos

electromecánicos, por una mala planificación y operación en el sistema eléctrico de

la industria.

• Un mal estado físico de la red eléctrica y de los equipos de la industria.

125

2.13.4. Problemas técnico-económicos generados por tener un bajo factor de

potencia

• Mayor consumo de corriente.

• Aumento de las pérdidas en conductores.

• Sobrecarga de transformadores, generadores y líneas de distribución.

• Incremento de las caídas de voltaje.

• Incremento de la facturación eléctrica por mayor consumo de corriente.

• Penalización de hasta un 120 % del costo de la facturación.

2.13.5. Beneficios técnico-económicos generados por mejorar el factor de

potencia

• Disminución de las pérdidas en conductores.

• Reducción de las caídas de tensión.

• Aumento de la disponibilidad de potencia de transformadores, líneas y

generadores.

• Incremento de la vida útil de las instalaciones.

126

• Reducción de los costos por facturación eléctrica.

• Eliminación del cargo por bajo factor de potencia.

• Bonificación de hasta un 2.5 % de la facturación cuando se tenga factor

de potencia mayor a 0.9.

2.13.6. Compensación de reactivos

La compensación de potencia reactiva es usada en la industria para mantener un

voltaje a un valor aproximadamente constante, para incrementar la transmisión de

potencia activa y mejorar el factor de potencia de una planta.

2.13.7. Métodos de compensación de energía reactiva

Los sistemas a utilizar para la compensación del factor de potencia podrán ser

alguno de los siguientes:

Condensadores fijos: instalados por cada receptor o grupo de receptores que

funcionen por medio de un solo interruptor, es decir, que funcionen simultáneamente.

Batería de condensadores, con regulación automática, para la totalidad de la

instalación. En este caso la instalación de compensación ha de estar dispuesta para

que, de forma automática, asegure que la variación del factor de potencia no sea

mayor de un +/- 10% del valor medio obtenido en un prolongado período de

funcionamiento.

127

Cuando existan necesidades de potencias mecánicas, de mediana o gran

importancia, para mover servicios industriales de base, por ejemplo refrigeración; aire

comprimido; etc., que deban operar durante la mayoría de las horas de demanda

importante del usuario, se podrán utilizar además, motores sincrónicos con el fin de

poder obtener una buena regulación en la compensación de energía reactiva.

2.13.8. Formas de compensación de energía reactiva

Existen distintas formas de compensar energía reactiva en un sistema de

potencia o red eléctrica, estas se explicaran a continuación.

2.13.8.1. Compensación individual

La compensación individual se refiere a que cada consumidor de potencia

inductiva se le asigna un capacitor que suministre potencia reactiva para su

compensación. La compensación individual es empleada principalmente en equipos

que tienen una operación continua y cuyo consumo inductivo es representativo. (Ver

figura 2.23)

Figura 2.23. Compensación individual

128

2.13.8.1.1. Ventajas de la compensación individual

• Suprime las penalizaciones por un consumo excesivo de energía reactiva

• Optimiza toda la instalación eléctrica. La corriente reactiva Ir se abastece

en el mismo lugar de su consumo.

• Descarga el centro de transformación (potencia disponible en kW).

2.13.8.1.2. Observaciones de la compensación individual

• La corriente reactiva está presente en los cables de la instalación.

• Las perdidas por efecto Joule en los cables se suprimen totalmente.

2.13.8.2. Compensación en grupo

Consiste en la instalación de un grupo de condensadores en cada sección de la

instalación eléctrica. En caso de tener una instalación eléctrica dividida en secciones,

se compensara cada sección por separado. (Ver figura 2.24)

129

Figura 2.24. Compensación grupal.

2.13.8.2.1. Ventajas de la compensación en grupo


• Optimiza una parte de la instalación eléctrica, La corriente reactiva Ir no

se transporta entre los niveles 1 y 2.


2.13.8.2.2. Observaciones de la compensación en grupo

• La corriente reactiva (Ir) está presente en las instalación desde el nivel 2

hasta los receptores.

• Las perdidas por efecto Joule en los cables se disminuyen.

130

2.13.8.3. Compensación central

Este tipo de compensación ofrece una solución generalizada para corregir el

factor de potencia ya que la potencia total del banco de capacitores se instala en la

acometida, cerca de los tableros de distribución de energía, los cuales, suministran la

potencia reactiva demandada por diversos equipos con diferentes potencias y tiempos

de operación. (Ver figura 2.25)

Figura 2.25. Compensación central.

2.13.8.3.1. Ventajas de la compensación central


• Ajusta la potencia aparente (S en KVA) a la necesidad real de la

instalación.


131

2.13.8.3.2. Observaciones de la compensación central

• La corriente reactiva (Ir) está presente en las instalación desde el nivel 1 hasta

los receptores.

• las perdidas por efecto Joule en los cables no quedan disminuyen.

2.13.8.4. Compensación mixta

La compensación mixta o combinada de potencia reactiva, se refiere a la

combinación de dos o más métodos para corregir el factor de potencia.

2.14.8.5. Requerimientos para la compensación de energía reactiva mediante el

uso de condensadores

Cuando se instalen condensadores, en todos los casos, se deberán respetar las

siguientes disposiciones generales:

• Todo condensador que se instale para corregir el factor de potencia deberá

cumplir con las normas IEC 831, IEC 871 o IEC 931, según sea la tensión del

servicio a los que se le aplique el condensador, o el tipo de éste último.

• La ubicación de condensadores deberá reunir las siguientes condiciones:

132

• 2.1 El lugar será seco, bien ventilado y con una temperatura ambiente

máxima de 40 °C y alejado de zona de inflamables.

• 2.2 El condensador estará libre de efectos de conducción y/o radiación

directa de calor de instalaciones o aparatos vecinos.

• Cuando la caja exterior de los condensadores sea metálica, deberá ser

adecuadamente puesta a tierra.

• Cerca de todo condensador o batería de condensadores, según los casos,

se colocará en lugar bien visible una leyenda indeleble indicando que antes de

tocar un condensador desconectado hay que cortocircuitar y poner a tierra sus

terminales.

• Todo condensador estará equipado con resistencias de descarga

permanente conectadas que absorban la carga acumulada, de tal modo que, después

de menos a 75 V en 3 minutos, para condensadores de hasta 660 V, y en menos de

10 minutos, para los condensadores de más de 660 V.

• Todo el equipo que se utilice con un condensador, es decir conductores,

barras, interruptores, fusibles, etc., estará dimensionado para admitir

permanentemente, sin sobrecalentamiento, una corriente de magnitud por lo menos

igual a 1,35 veces la corriente nominal del condensador.

CAPITULO III

ANALISIS DEL SISTEMA ELÉCTRICO EN ESTUDIO

Introducción

Los costos de producción de energía eléctrica y de los equipos que se necesitan

tanto para generarla, transmitirla y distribuirla, se han incrementando enormemente,

lo cual es una razón suficiente para optimizar el servicio eléctrico y evitar así

consecuentes perdidas.

3.1 Descripción de sistema subtransmisión (34.5 kv) de corpoelec - CADAFE

región 2

La Región 2, perteneciente a CORPOELEC - CADAFE, comprende los Estados

Monagas y Delta Amacuro. Conformado por 3 Distritos que son Maturín, Punta de

Mata y Tucupita. Agrupando en su sistema un total de 23 subestaciones (34.5/13.8

KV), distribuidas en tota la geografía de esta Región. En Monagas el trabajo de la

Empresa CADAFE está distribuido entre sus diferentes Oficinas Comerciales: Aragua

de Maturín, Barrancas del Orinoco, Caicara de Maturín, Caripe, Caripito, Jusepín,

Maturín I, Punta de Mata, Quiriquire, San Antonio de Capayacuar, Temblador, y El

Centro de Operaciones de Distribución (COD) y los Centros de Atención de

Reclamos (CAR).

134

El sistema eléctrico del Estado Monagas, gira en torno a la S/E Matriz, “El

Indio”, ubicada al oeste de la ciudad de Maturín, en el marco del complejo industrial

“ZIMCA”. La S/E “El Indio”, se encuentra interconectada al sistema eléctrico

nacional a través de una línea de transmisión en doble Terna con un nivel de tensión

de 230 KV; proveniente de la S/E “Tigre I” y con una línea de transmisión en una

Terna sencilla con un nivel de tensión de 115 KV; la cual pasa por la S/E “El tejero”

y llega a la S/E “El Indio”, esta terna sale de la S/E “Tigre II”.

Figura 3.1. Entrada a la S/E El Indio [El Autor]

La S/E “El Indio” es la más importante de la zona, ya que es la encargada de

suministrar energía eléctrica al 85 % de las S/E del Estado Monagas.

135

Figura 3.2. Salidas en 115 kV de la S/E El Indio [El Autor]

El sistema de distribución de la Región 2 de esta Empresa, esta conformado por

un Sistema Aéreo trifásico de tres hilos en estrella, con neutro puesto a tierra con

subestaciones de distribución en forma radial. Este tipo de configuración de

subestaciones es una de las más sencillas, caracterizado por un alimentador primario

de disposición Horizontal y un Transformador de Potencia cuyos valores oscilan entre

1 y 15 MVA.

En este estudio se tomaran un total de 5 Circuitos alimentadores (34.5 KV)

Pertenecientes al Estado Monagas, que alimentan un total de 14 subestaciones de este

tipo.

La función de estas subestaciones de potencia es recibir la energía eléctrica de

las subestaciones primarias y distribuirla a los suscriptores a la tensión adecuada y

con la conveniente continuidad y suministro, para sus distintos usos.

Las desventajas de este tipo de configuración de subestaciones son las

siguientes:

136

• Poca flexibilidad de servicio.

• Alimentación única.

• Equipo de transformación único.

Medios de Obtención de Datos

Para analizar el sistema actual en cuanto a su comportamiento, es necesario

conocer los parámetros eléctricos de los circuitos a estudiar. Con este fin se realizo un

levantamiento de datos de las redes de subtransmisión y distribución, para obtener la

siguiente información:

• Esquemas unifilares de cada alimentador desde la subestación.

• Características principales de los transformadores de las subestaciones y

sus circuitos involucrados.

• Medición de la demanda máxima de cada alimentador.

Toda la información técnica referente a los quipos existentes en las redes de

distribución para cada alimentador estudiado en este trabajo, fueron obtenidos a partir

de las siguientes fuentes:

1. Catálogos y manuales publicados por los fabricantes de estos equipos.

2. Información técnica suministrada por la empresa CADAFE.

137

3. Directamente de la placa de los equipos.

4. Información obtenida directamente del personal de operaciones de CADAFE,

Región 2.

5. Observación directa de cada uno de los equipos de las subestaciones.

El comportamiento del sistema involucra una gran cantidad de información que

debe ser apropiadamente analizada y enfocada para poder así establecer con mayor

precisión un diagnostico real de la situación del mismo.

Debe tenerse en cuenta que las condiciones energéticas actuales del Estado

Monagas han cambiado súbitamente, esto implica un incremento del crecimiento

interanual de carga como consecuencia de la multitud de servicios que se han

generado por los suscriptores (Empresa Petrolera, Empresas de servicio y

Residenciales) y a la creciente inmigración por el atractivo económico que este estado

representa.

3.2 Circuitos en estudio

• Chaguaramas, que alimenta las subestaciones (34.5/13.8 KV),

Chaguaramas, El Fangal y Paso Nuevo.

• Rural Sur, que alimenta las subestaciones (34.5/13.8 KV), Pechón, El

Blanquero y Caratal.

138

• Amana, que alimenta las subestaciones (34.5/13.8 KV), Amana y la

Cascada.

• Rural Norte, que alimenta las subestaciones (34.5/13.8 KV), Rural Norte

y Aragua.

• Caripe, que alimenta las subestaciones (34.5/13.8 KV), San Antonio,

Rincón y Caripe.

3.3 Problemas que afectan al sistema en estudio

Al realizar una inspección al sistema de subtransmisión 34.5 KV en estudio

perteneciente al Estado Monagas, se pudieron encontrar los siguientes problemas:

1. Desequilibrio de fases.

2. Existencia de una gran variedad de calibres de conductores.

3. La no existencia de planos actualizados de las redes de distribución y

subtransmisión.

4. Existencia de condensadores de compensación en industrias, mal ubicados y

en su mayoría no están en funcionamiento.

5. No existen Reguladores de Tensión.

6. No existe Buena distribución en los circuitos primarios.

139

7. No existen equipos de Medición en estas subestaciones rurales.

8. Los conductores están sobre cargados sin tener ningún criterio de carga

térmica.

9. La mayoría de las soluciones tomadas en la actualidad son a corto plazo, sin

tener en cuenta la carga futura.

10. Las subestaciones principales (115/34.5 KV) y las subestaciones rurales

(34.5/13.8KV), carecen de equipos de medición de factor de potencia, en cada

uno de sus alimentadores.

11. Los circuitos en su mayoría son de tipo radial.

12. No se utilizan los reportes de interrupciones para realizar programas de

mantenimiento preventivo.

13. No se le hace mantenimiento adecuado a los equipos de protección existentes

por no disponer de talleres con herramientas adecuadas.

14. No existe estadística de los niveles isoceráunicos para la determinación de

pararrayos u otro mecanismo de protección contra las descargas atmosféricas.

15. Existencia insuficiente de equipos en almacenes, para atender las necesidades

del sistema.

16. El parque auto motor de la empresa esta deteriorado, lo que hace que no se

puedan solventar los requerimientos de mantenimiento con prontitud.

140

17. No existen programas de medición de reactivos, desconociendo su verdadera

importancia técnica y económica.

3.4 Descripción general de los elementos que conforman los circuitos en estudio

3.4.1 Circuito Caripe 34.5 KV

El Circuito Caripe (34.5 KV), es uno de los cuatro (4) circuitos en (34.5 KV)

que es alimentado por la S/E El Tejero (115/.34.5 KV), teniendo una longitud total de

110 Km de líneas y una troncal principal de 91,68 Km, que es la que va hacia la S/E

El Rincón. Conformado por un sistema aéreo, de distribución radial de disposición

horizontal espaciados a 90-130 Cm. entre conductores de fase. El recorrido de sus

líneas comprenden los Municipios Ezequiel Zamora, Cedeño, Caripe y Acosta del

Estado Monagas. Pertenece al Distrito Punta Mata de CADAFE Región 2.

Figura 3.3. S/E El Tejero [El Autor]

En la actualidad el Circuito Caripe (34.5 KV), alimenta 3 S/E de distribución

(34.5/13.8 KV) a través de un conductor 4/0 en Arvidal, que son las S/E Caripe, San

Antonio y El Rincón, con una carga instalada para cada S/E de 5 MVA para cada

141

subestación respectivamente. Más diferentes cargas conectadas directamente en las

líneas de este Circuito que son 0,575 MVA, teniendo este circuito una carga

conectada de 15,575 MVA. Esta alimentador se puede clasificar como una línea

media, ya que supera los 80 Km. de longitud.

Tiene una corriente a la salida de la S/E El Tejero de 160 Amperios, teniendo

un factor de utilización de 0.51, el cual esta en el rango de lo previsto que es 0.6 para

alimentadores de tipo Rural, como este. Un porcentaje 42,75 % de máxima carga para

el alimentador en este punto, lo que esta dentro del rango permisible por capacidad de

corriente para este tipo de conductor 4/0 (380 Amp).

El circuito presenta una caída de tensión máxima de 26,45 % a la llegada de la

S/E El Rincón, por lo tanto no cumple con los parámetros requeridos por la empresa

con respecto a caída de tensión en este alimentador; que es 5% en condiciones

normales y 7 % en emergencia. A demás la caída de tensión para las otras S/E San

Antonio y Caripe a la llegada de estas es de un aproximado de 26 % y 17,32 %

respectivamente, presentando graves problemas de Caída de Tensión. Como puede

observarse en la figura 3.4. el Diagrama Unifilar de este circuito

Presento un alto índice de interrupciones, teniendo un TTI de 1.99759, con un

total de 49 fallas registradas durante el periodo 01/01/2008 hasta 31/12/2008 Como se

puede observar en las figuras 5.9 y 5.10. Siendo este el Circuito, de los pertenecientes

al Distrito Punta de Mata, el que segundo que presento la mayor cantidad de fallas y

fue el que estuvo, más tiempo fuera de servicio. Estas fallas son producidas por

diferentes causas, pero las de mayores incidencias fueron por falta de poda de árboles

cercanos a los conductores de este circuito con un total de 16 y por condiciones

atmosféricas desfavorables (descargas Atmosféricas sobre la línea) con un total de 10.

142

Presenta un factor de potencia bajo de 0.80 aproximadamente, producto de la

carencia de la compensación de reactivos.

Presenta deterioro en el herraje (Crucetas, pletinas, Abrazaderas y tornillos), en

sección del alimentador que atraviesa el sector conocido como Quebrada Seca del

municipio Cedeño del estado Monagas.

Falta de equipos de maniobra (Seccionadores).

3.4.1.1 Característica de la línea de subtransmisión que alimenta la subestación

Caripe

Conductor: Arvidal 4/0.

Longitud del conductor: 91.680 Km.

RL(Ω/Km) = 0.3018.

XL(Ω/Km) = 0.4135

RL(Ω) = 0.3018*91.680 = 27.669Ω

XL(Ω) = 0.4135*91.680 =37.9096 Ω

143

Figura 3.4. Diagrama unifilar del circuito Caripe con las caídas de tensión

144

3.4.1.2 Subestación Caripe

Figura 3.5. S/E Caripe [El Autor]

Es la encargada de alimentar las poblaciones Caripe, San Agustín, El Guacharo,

Teresen, La Frontera, La Guanota y zonas aledañas del Municipio Caripe del Estado

Monagas, a través de dos transformadores de 5 MVA, poseyendo 4 salidas, en 13.8

KV.


Rincón



RL(Ω/Km) = 0.3018.

XL(Ω/Km) = 0.4135

RL(Ω) = 0.3018*94.980 = 28.665 Ω

XL(Ω) = 0.4135*94.980 =39.274Ω

145

3.4.1.4 Subestación Rincón

Figura. 3.6. S/E El Rincón [El Autor]

Es la encargada de alimentar las poblaciones de El Rincón, Parte de San

Antonio de Maturín y Río Cocollar del Municipio Acosta del Estado Monagas, a

través de un transformador de 5 MVA poseyendo 3 salidas, en 13.8 KV.


San Antonio



RL(Ω/Km) = 0.3018.

XL(Ω/Km) = 0.4135

RL(Ω) = 0.3018*90.250 = 27.237Ω

XL(Ω) = 0.4135*90.250 =37.8183Ω.

146

3.4.1.6 Subestación San Antonio

Figura 3.7. S/E San Antonio [El Autor]

Es la encargada de alimentar las poblaciones de El Los Caballos, Culantrillal,

Las Piñas, La Ceiba, las lomas y Parte de San Antonio de Maturín y Río Cocollar del

Municipio Acosta del Estado Monagas, a través de un transformador de 5 MVA,

poseyendo 2 salidas, en 13.8 KV.

3.4.2 Circuito Chaguaramas 34.5 KV

El Circuito Chaguaramas (34.5 KV), es uno de los tres (3) circuitos que es

alimentado por la S/E Temblador Nueva (115/.34.5 KV), teniendo una longitud total

de 159.25 Km. de líneas y una troncal principal de 46 Km que es la que va hacia la

S/E Chaguaramas y dos derivaciones una que alimenta a la S/E Paso Nuevo y otra

que alimenta a La S/E El Fangal. Conformado por un sistema aéreo de distribución

radial de disposición horizontal espaciados a 90-130 Cm. Entre conductores de fase.

Sus líneas recorren los Municipios Libertador y Sotillo al sur del Estado Monagas.

147

Pertenece al distrito Tucupita de CADAFE Región 2. Este alimentador se puede

clasificar como una línea media.

En la actualidad el Circuito Chaguaramas (34.5 KV), alimenta 3 S/E de

distribución (34.5/13.8 KV) a través de un conductor 4/0 en Arvidal, que son las S/E

Chaguaramas, El Fangal y Paso Nuevo, con una carga instalada para cada S/E de

5MVA, 3MVA, 1.5MVA respectivamente; mas diferentes cargas conectadas

directamente en las líneas de este Circuito que son 2.15 MVA, teniéndose una carga

conectada a este circuito de 11.65 MVA.

Tiene una corriente a la salida de la S/E Temblador Nueva de 183 Amperios

con un porcentaje 48.82% de máxima carga para el alimentador en este punto, lo que

esta dentro del rango permisible por capacidad de corriente para este tipo de

conductor 4/0 ARV (380 Amp), teniendo un factor de utilización de 0.9, el cual esta

por encima de lo previsto que es 0.6 para alimentadores de tipo Rural como este.

La línea en 115 kV que alimenta la S/E Temblador Nueva presenta deficiencias

de voltaje y por consiguiente el Transformador de Potencia que alimenta este circuito

en esta S/E, esta en su máxima oposición de TAP.

Tiene grabes problemas con respecto a Caída de Tensión ya que su caída de

tensión máxima es de 12.16 % en la llegada a la S/E Chaguaramas (34.5/13.8 KV) y

para las otras S/E, El Fangal y Paso Nuevo la caída de tensión a la llegada de estas es

de un aproximado de 11.27% y 9.93% respectivamente.

Presento un alto índice de interrupciones, teniendo un TTI de 1.0041, con un

total de 115 fallas registradas durante el periodo 01/01/2008 hasta 31/12/2008 como

se puede observar en las figuras 5.1 y 5.2. Siendo este Circuito de los pertenecientes

al Distrito Tucupita, el que presento el mayor numero de fallas. Estas fallas son

148

XL(Ω) = 0.4135*63.410 =26.2200 Ω

RL(Ω) = 0.3018*63.410 = 19.1371 Ω

XL(Ω/Km) = 0.4135

RL(Ω/Km) = 0.3018.


producidas por diferentes causas, pero la de mayor incidencia es por condiciones

atmosféricas desfavorables (descargas Atmosféricas sobre la línea) con un total de 55.

No cuenta con las protecciones necesarias para evitar que estas causen interrupciones

del servicio eléctrico.


carencia de la compensación de reactivos. Ya que en la zona del sur del Estado

Monagas, existe una industria maderera de importancia (UVERITO), lo que es una

carga inductiva por la presencia de grandes motores de inducción y al estar conectada

a la red que este circuito alimenta, consume reactivos de esta lo que trae como

consecuencia perdidas de energía y caída de tensión. El sistema de compensación

actual es de tipo individual.

El esquema de protecciones que tiene no es el más adecuado para el despeje de

fallas, estando conformado por: un interruptor para el lado de alta del transformador

de la S/E Temblador Nueva (115/34.5 KV) y un interruptor en vacío OX a la salida

de esta S/E.

3.4.2.1 Característica de la línea de subtransmisión que alimenta la Subestación

Paso Nuevo


149

Figura 3.8. Diagrama unifilar del circuito Chaguaramas 34.5 Kv

150

3.4.2.2 Subestación paso nuevo

Figura. 3.9. S/E Paso Nuevo [El Autor]

Es la encargada de alimentar las poblaciones de Paso Nuevo, Mango de Guara,

el Caimán del Municipio Libertador del Estado Monagas, a través de un

transformador de 1.5 MVA, poseyendo 2 salidas, en 13.8 KV.


El Fangal



RL(Ω/Km) = 0.3018.

XL(Ω/Km) = 0.4135

RL(Ω) = 0.3018*57.82 = 17.45Ω

XL(Ω) = 0.4135*57.82 = 23.91Ω

151

3.4.2.4 Subestación el Fangal

Es la encargada de alimentar las poblaciones de el Fangal, Uracoa, Boca de

Uracoa, El Estero, Corozal, Tabasca y zonas aledañas de lo Municipios Libertador y

Uracoa del Estado Monagas, a través de un transformador de 3 MVA, poseyendo 2

salidas, en 13.8 KV.


Chaguaramas


Longitud del conductor: 46 Km.

RL(Ω/Km) = 0.3018.

XL(Ω/Km) = 0.4135

RL (Ω) = 0.3018*46 = 13.8828 Ω

XL (Ω) = 0.4135*46 = 19.021 Ω

3.4.2.6 Subestación Chaguaramas

152

Figura 3.11. S/E Chaguaramas [El Autor]

Es la encargada de alimentar las poblaciones de Chaguaramas, Los Barrancos,

Los Pozos, La Cafetera y Uverito de los Municipios Libertador y Sotillo del Estado

Monagas, a través de un transformador de 5 MVA, Alimentando a los Aserraderos

asentados en esta zona, que explotan el Pino Caribe. Poseyendo 2 salidas, en 13.8

KV.

3.4.3 Circuito rural Sur 34.5 KV

El Circuito Rural Sur es uno de los 3 circuitos que es alimentado por la S/E

Veladero (115/.34.5 KV), Con un transformador de 16 MVA; teniendo una longitud

total de 152.11 Km. y una torcal principal de 81.8 Km. Que es la que alimenta a la

S/E Caratal y dos derivaciones una que alimenta a la S/E Pechón y otra La S/E El

Blanquero. Conformado por un sistema aéreo de distribución radial de disposición

horizontal espaciados a 90-130 Cm. Entre conductores de fase. Comprende los

municipios Maturín y Aguasay, al sur del Estado Monagas. Pertenece al distrito

Maturín de CADAFE Región 2.

153

Figura 3.12. Transformador de la S/E Veladero [El Autor]

Figura 3.13. S/E velador (115/34.5 KV) [El Autor]

En la actualidad el Circuito Rural Sur (34.5 KV), alimenta 3 S/E de distribución

(34.5/13.8 KV), El Blanquero, Pechón y Caratal. A través de un conductor 4/0 en

Arvidal, con una carga instalada para cada S/E de 2.5 MVA, 2 MVA, 3 MVA

respectivamente, mas diferentes cargas conectadas directamente en las líneas de este

Circuito que son 3.067 MVA, teniéndose una carga conectada a este circuito de

10,5675 MVA.

154

El Transformador de Potencia de la S/E El Blanquero, esta dañado, por lo tanto

esta fuera de servicio y en dicha S/E no hay Transformador de potencia. Desde la S/E

Caratal, se están asumiendo las cargas de los circuitos, que dependen de la S/E El

Blanquero, haciendo q el Transformador de esta S/E se sobrecargue disminuyendo su

vida útil. Incrementando el riesgo de ocurrencia de fallas para el Circuito Rural Sur.

Ocasionando que la operatividad del circuito se vea afectada, estando en 60 %

aproximadamente.

Figura 3.14. Transformador dañado de la S/E El Blanquero [El Autor]

Tiene una corriente a la salida de la S/E Veladero de 60 Amperios, teniendo un

factor de utilización de 0.34, el cual esta dentro del rango previsto que es de un

máximo de 0.6 para alimentadores de tipo rural como este. Un porcentaje 16 % de

máxima carga para el alimentador en este punto, lo que esta dentro del rango

permisible por capacidad de corriente para este tipo de conductor 4/0 (380 Amp).

155

Figura 3.15. Reconectador Tipo GVR de la Salida del circuito Rural Sur

[El Autor]

El Circuito no presenta graves problemas de caída de tensión, ni en su troncal

principal, ni en sus derivaciones, ya que su caída de tensión máxima es de 6.07 % en

la llegada a la S/E Caratal (34.5/13.8 KV) y para las otras S/E, Blanquero y Pechón la

caída de tensión a la llegada de estas es de un aproximado de 3.74% y 3.95%

respectivamente. Presentando una variación mínima de voltaje en las subestaciones

ya mencionadas. Ver Figura 3.16

Presenta un índice de interrupciones relativamente bajo, teniendo un TTI de

0.6493 durante el periodo 01/01/2008 hasta 31/12/2008 con un aproximado de 21

fallas registradas Como puede observarse en las figuras 5.5 y 5.6. Estas fallas son

producidas por diferentes causas, pero las de mayor incidencia son, por condiciones

atmosféricas desfavorables (descargas Atmosféricas sobre la línea o cercanas a esta)

con un total de 5 y 2 por componentes dañados.

156


Pechón


Longitud del conductor: 34.015Km.

RL(Ω/Km) = 0.3018.

XL(Ω/Km) = 0.4135

RL (Ω) = 0.3018*34.015 = 10.2657Ω

XL(Ω) = 0.4135*34.015 = 14.0652Ω

Figura 3.16. Diagrama unifilar del circuito rural Sur

157

3.4.3.2 Subestación Pechón

Es la encargada de alimentar las poblaciones de Caratal De Buja, San José de

Buja, La Morrocolla, El Respiro y comunidades aledañas. del Municipio Maturín del

Estado Monagas. a través de un transformador de 2 MVA, Poseyendo 2 salidas, en

13.8 KV

Figura 3.17. S/E Pechón [El Autor]


el Blanquero



RL(Ω/Km) = 0.3018.

XL(Ω/Km) = 0.4135

RL(Ω) = 0.3018*30.25 = 9.13 Ω

XL(Ω) = 0.4135*30.25= 12.51Ω

158

Figura 3.18. Entrada a la S/E El Blanquero [El Autor]

3.4.3.4 Subestación el Blanquero

Es la encargada de alimentar las poblaciones de El Blanquero, La Antena, Los

Aceites, Los Corocitos, Brisas Bolivarianas, la Centellita y comunidades aledañas del

Municipio Maturín del Estado Monagas. a través de un transformador de 2.5 MVA,

Poseyendo 2 salidas, en 13.8 KV.

Figura 3.19. Pórtico de la S/E El Blanquero [El Autor]

159


Caratal



RL(Ω/Km) = 0.3018.

XL(Ω/Km) = 0.4135

RL(Ω) = 0.3018*81.870 = 24.71Ω

XL(Ω) = 0.4135*81.870 = 33.853Ω

3.4.3.6 Subestación caratal

Es la encargada de alimentar las poblaciones de Oritupano, Aribi, Las Gaviotas,

San José del Ñato, San Joaquín del Tigre y comunidades aledañas pertenecientes a los

Municipios Maturín y Aguasay del Estado Monagas. a través de un transformador de

3 MVA Poseyendo 3 salidas, en 13.8 KV.

160

Figura 3.20. Transformador de la S/E Caratal [El Autor]

3.4.4 Circuito rural Norte 34.5 Kv

El Circuito Rural Norte (34.5 KV), es uno de los seis (6) circuitos en (34.5 KV)

que es alimentado por la S/E Indio (115/.34.5 KV), teniendo una longitud total de

77,13 Km. de líneas y una troncal principal de 50,4 Km que es la que va hacia la S/E

Aragua. Conformado por un sistema aéreo, de distribución radial de disposición

horizontal espaciados a 90-130 Cm. Entre conductores de fase.

En la actualidad el Circuito Rural Norte (34.5 KV), alimenta 3 S/E de

distribución (34.5/13.8 KV) a través de un conductor 4/0 en Arvidal, que son las S/E

Aragua, Rural Norte y la S/E del Estadio Monumental de Maturín, con una carga

instalada para cada S/E de 10 MVA, 5 MVA, 2 MVA respectivamente; mas

diferentes cargas conectadas directamente en las líneas de este Circuito que son 0,625

MVA, teniéndose una carga conectada a este circuito de 17,625 MVA.

Figura 3.21. S/E El Indio Salidas en 34.5 KV [El Autor]

161

Tiene una corriente a la salida de la S/E Indio de 172 Amperios, teniendo un

factor de utilización de 0.64, el cual esta en el rango de lo previsto que es 0.6 para

alimentadores de tipo Rural, como este. presentando un porcentaje de 45,86 % de

máxima carga para el alimentador en este punto, lo que esta dentro del rango

permisible por capacidad de corriente para este tipo de conductor 4/0 ARV (380

Amp).

El circuito presenta una caída de tensión máxima de 13,74 % a la llegada de la

S/E Aragua, por lo tanto no cumple con los parámetros requeridos por la empresa con

respecto a caída de tensión en este tramo del alimentador; que es 5% en condiciones

normales y 7 % en emergencia. A demás la caída de tensión para las otras S/E, Rural

Norte y Estadio Monumental a la llegada de estas es de un aproximado de 3,87 % y

0,26 % respectivamente. Presentando una variación mínima de voltaje en estas dos

subestaciones anteriormente mencionadas. Como Se puede Observar en la Figura

3.22

Presento un alto índice de interrupciones, teniendo un TTI de 0.9759 durante el

periodo 01/01/2008 hasta 31/12/2008 y un aproximado de 90 fallas, Como puede

observarse en las figuras5.3 y 5.4. Siendo este Circuito de los pertenecientes al

Distrito Maturín, el segundo que presento mayor numero de fallas. Estas fallas son

producidas por diferentes causas, pero la de mayor incidencia es por falta de Podas de

Árboles sobre El Conductor, con 41 y por condiciones atmosféricas desfavorables

(descargas Atmosféricas sobre la línea o cercanas) con 22.


carencia de la compensación de reactivos.

162

Presenta deterioro en el herraje (Crucetas, pletinas, Abrazaderas y tornillos), en

la sección del alimentador que atraviesa los Bajos de la Cruz de la Paloma, en el

Sector conocido como El Valle.


rural Norte



RL(Ω/Km) = 0.3018.

XL(Ω/Km) = 0.4135

RL(Ω) = 0.3018*12.69 = 3.83 Ω

XL(Ω) = 0.4135*12.69 = 5.25 Ω

Figura 3.23 Salida del circuito rural Norte en la S/E Indio. [El Autor].

163

3.4.4.2 Subestación rural Norte

Es la encargada de alimentar las poblaciones Orocual, Costo Abajo, Costo

Arriba, Guayabal, San Luís y zonas aledañas pertenecientes a los Municipios Maturín

y Piar del Estado Monagas, a través de un transformador de 5 MVA poseyendo 2

salidas, en 13.8 KV.

Figura 3.24. S/E rural Norte [El Autor]

164

Figura 3.22. Diagrama Unifilar del circuito Rural Norte, con las caídas de tensión en sus S/E

165


Aragua.



RL(Ω/Km) = 0.3018.

XL(Ω/Km) = 0.4135

RL(Ω) = 0.3018*50 = 15.09

XL(Ω) = 0.4135*50 = 20.675 Ω

3.4.4.4. Subestación Aragua

Figura 3.25. S/E Aragua. [El Autor]

Es la encargada de alimentar las poblaciones Aragua de Maturín, Aparicio,

Guanaguana, Taguaya, Guayuta y zonas aledañas pertenecientes al Municipio Piar

del Estado Monagas, a través de un transformador de 10 MVA poseyendo 3 salidas,

en 13.8 KV.

166

3.4.5 Circuito Amana 34.5 KV

Figura 3.26. Pórtico 115 KV de la S/E Veladero. [El Autor]

El Circuito Amana es uno de los 3 circuitos que es alimentado por la S/E

Veladero (115/.34.5 KV). Esta ubicado al sur de la ciudad de Maturín del Estado

Monagas. En la actualidad el Circuito Amana (34.5 KV), alimenta 2 S/E de

distribución (34.5/13.8 KV), S/E Amana y La S/E La Cascada. A través de un

conductor 4/0 en Arvidal, con una carga instalada para cada S/E de 5 MVA y 5MVA

respectivamente, mas diferentes cargas conectadas directamente en las líneas de este

Circuito que son 827.5 KVA, teniéndose una carga conectada a este circuito de

10,8275 MVA.

167

Figura 3.27. Salidas de los circuitos Amana a mano derecha y Rural sur a mano

izquierda. [El Autor]

Tiene una corriente a la salida de la S/E Veladero de 163 Amperios, teniendo

un factor de utilización de 0.9, el cual esta por encima de lo previsto que es 0.6 para

alimentadores de Tipo Rural, como este. Un porcentaje 43.46 % de máxima carga

para el alimentador en este punto, lo que esta dentro del rango permisible por

capacidad de corriente para este tipo de conductor 4/0 ARV (380 Amp).

Figura 3.28. Reconectador Tipo GVR de la Salida del circuito Amana

[El Autor]

168

El Circuito no presenta Graves problemas de caída de tensión, ni en su troncal

principal, ni en sus derivaciones porque esta cerca de los parámetros requeridos por

la empresa con respecto a caída de tensión que es 5% en condiciones normales y 7 %

en emergencia. Ya que su caída de tensión máxima es de 5.23 % en la llegada a la

S/E La Cascada (34.5/13.8 KV) y para la S/E Amana la caída de tensión a la llegada

de esta es de un aproximado de 3.85 %. Presentando una variación mínima de voltaje

en las subestaciones ya mencionadas. Como puede observarse en la figura 3.31.

Presento un índice de interrupciones relativamente bajo, teniendo un TTI de

0.70142 durante el periodo 01/01/2008 hasta 31/12/2008 con un aproximado de 22

fallas registradas Como se puede observar en las figuras 5.7 y 5.8. Estas fallas son

producidas por diferentes causas, pero las de mayor incidencia son, por condiciones

atmosféricas desfavorables (descargas Atmosféricas sobre la línea o cercanas a esta)

con un total de 5, ajuste incorrecto de protecciones 2, vegetación cercana a la línea 3

y 2 por componentes dañados.

Presenta un factor de potencia relativamente bajo de 0.85 aproximadamente,

producto de la carencia de la compensación de reactivos.


Amana



RL(Ω/Km) = 0.3018.

XL(Ω/Km) = 0.4135

RL(Ω) = 0.3018*12.69 = 3.83 Ω

XL(Ω) = 0.4135*12.69 = 5.25 Ω

169

3.4.5.2 Subestación Amana

Es la encargada de alimentar las poblaciones de Amana, Mapirito, El Merey,

Matadero y zonas aledañas pertenecientes a los Municipios Maturín del Estado

Monagas, a través de un transformador de 5 MVA, poseyendo 3 salidas, en 13.8 KV.

Figura 3.29. S/E Amana. [El Autor]


la Cascada



RL(Ω/Km) = 0.3018.

XL(Ω/Km) = 0.4135

RL(Ω) = 0.3018*30 = 9,054 Ω

XL(Ω) = 0.4135*30 = 12,405 Ω

170

3.4.5.4 Subestación la Cascada

Es la encargada de alimentar al Centro Comercial La Cascada de la Ciudad de

Maturín del Estado Monagas, transformando los niveles de tensión 34.5 KV a 13.8

KV; a través de un transformador de 5 MVA, para que este se pueda servirse del

servicio eléctrico.

Figura 3.30. S/E La Cascada [El Autor]

171

Figura 3.31. Diagrama Unifilar del Circuito Amana

172


en estudio. CADAFE región 2, del Estado Monagas

Subestaciones Capacidad (MVA)

Tensiones de Barra (kV)

Rural Norte 5 32/30/30 Veladero 16 34,5

El Blanquero 2,5 32/32/33 Amana 5 33/32/33 Pechón 2 32/33/32 Caratal 3 31/32/32 Caripe 5 30/31/30 Aragua 10 30/30/29

El Rincón 5 29/30/30 Chaguaramas 5 29/30/29

El Fangal 3 30/31/29 Paso Nuevo 1,5 30/30/31 La Cascada 5 32/31/32 San Antonio 5 29/29/30

173

Tabla 3.2 Voltaje a la llegada de las subestaciones en estudio, arojado por el padee

Subestaciones Capacidad (MVA)

Tensiones de Barra (kV)

% De Caída De Tensión

Rural Norte 5 33 3.87 Veladero 16 34.5 0

El Blanquero 2,5 33 3.74 Amana 5 33 3.85 Pechón 2 33 3.95 Caratal 3 31 6.07 Caripe 5 29 17.32 Aragua 10 30 13.74

El Rincón 5 28 26.45 Chaguaramas 5 30 12.16

El Fangal 3 30 11.27 Paso Nuevo 1,5 31 9.93 San Antonio 5 28 26 La Cascada 5 32 5.23

174

Tabla 3.3.Resumen del sistema presente de subtransmision (2009)

MÁX. CAIDA DE TENSIÓN

MAX. USO DEL CONDUCTOR

PERDIDAS (KW)

DEMANDA (MVA)

TIPO DE CONDUCTOR

LONGITUD (Km.)

CIRCUITO

% %

CHAGUARAMAS 12.16 48.22 700.8 11.48 ARV 4/0 159.25

RURAL SUR 5.12 16 109.6 3.76 ARV 4/0 152.11

AMANA 5.23 43.46 266,18 10.226 ARV 4/0 40.08

RURAL NORTE 13.74 45.86 765.3 8.880 ARV 4/0 77.13

CARIPE 26.45 42.75 1477.87 8.595 ARV 4/0 110

175

Tabla 3.4. Cantidad de circuitos en 34.5 kv, que dependen de las subestaciones 115 kv que alimentan a los circuitos en

estudio.

Nombre de la S/E 115 KV Cantida de Circuitos (34.5 KV) Nombre de los Circuitos en 34.5 KV

RURAL SUR VELADERO

2

AMANA

EL PARQUE

RURAL NORTE

VIMOSA I

VIMOSA II AGUAS DE MONAGAS

INDIO

6

UNIVERSIDAD CHAGUARAMAS

TEMBLADOR PUEBLO

TEMBLADOR

NUEVA

3

MANDIOCA ALTAMIRA

CARIPE

URICA

EL TEJERO

4

CAMPO ROJO

176

3.5 Ubicación de los bancos de capacitores utilizando la herramienta

computacional PADEE

3.5.1 Circuito Caripe

CIUDAD: CARIPE AÑO :2009 ALTERNATIVA: 1

FECHA : 01-JUN-09

HORA: 09:24

UBICACION DEL BANCO DE CAPACITORES

600.0 KVARS CADA UNO

NODO PERDIDAS TOTALES CON AUMENTO DEL CAPACITOR

KW KVAR

BASE 1461.97 2177.10

262 1326.79 1975.79

273 1130.34 1683.24

EL NUEVO FACTOR DE POTENCIA ES: 0.89

La sección de línea del Circuito Caripe 34.5 KV, a la que le correspondió el

nodo 262 en la simulación con el PADEE, fue a la llegada de la subestación San

Antonio y a la que le correspondió el nodo 273 fue a la llegada a la subestación El

Rincón.

177

3.5.2 Circuito Chaguaramas

CIUDAD: TEMBLADOR AÑO : 2009

ALTERNATIVA: 1 FECHA: 03-JUN-09

HORA: 09:35




KW KVAR

BASE 700.99 1043.33

124 663.70 987.85


La sección de línea del Circuito Chaguaramas 34.5 KV, a la que le

correspondió el nodo 124 en la simulación con el PADDE, fue a la llegada de la

subestación Chaguaramas.

178

3.5.3. Circuito rural Sur

CIUDAD: MATURIN AÑO : 2009


HORA: 09:41




KW KVAR

BASE 66.11 97.40

148 58.62 86.34


La sección de línea del Circuito Rural Sur 34.5 KV, a la que le correspondió el

nodo 148 en la simulación con el PADEE, fue a la llegada de la subestación Caratal.

179

3.5.4 Circuito Amana

CIUDAD: MATURIN AÑO: 2009


HORA: 09:46




KW KVAR

BASE 264.22 390.27

147 253.98 375.12


La sección de línea del Circuito Amana 34.5 KV, a la que le correspondió el

nodo 147 en la simulación, fue a la llegada de la subestación La Cascada.

180

3.5.5 Circuito Rural Norte

CIUDAD: MATURIN AÑO : 2009 ALTERNATIVA: 3

FECHA : 17-JUN-09

HORA: 09:48




KW KVAR

BASE 763.49 1137.95

157 692.41 1032.00


La sección de línea del Circuito Rural Norte 34.5 KV, a la que le correspondió

el nodo 157 en la simulación, fue a la llegada de la subestación Aragua.

181

3.6 Cálculo de los niveles de corriente de cortocircuito de los circuitos en

estudio, utilizando la herramienta computacional PADEE

En el estudio de cualquier esquema de protección se hace necesario conocer los

niveles de corriente de cortocircuito en los diferentes puntos de interes de la red de

distribución de los circuitos que se encuentren en estudio, ya que no solo se verifica

que los equipos de interrupcuión puedan soportar e interrumpir estas corrientes, sino

que se logra una adecuada operación y coordinación de los equipos de protección

existentyes en dicho sistema.

Tomando en cuenta que el cálculo de estas corrientes se hace demasiado

extenso para toda la red de distribución, la coordinación de operaciones de

distribución de la empresa CADADE Región 2, proporciono la herramienta

computacional PADEE, que cuenta entre sus multiples funciones el realizar estos

calculos.

3.6.1. Niveles de cortocircuito en las S/E 115 KV involucradas en el estudio

Los niveles de cortocircuito correspondientes a las barras de 115 KV de las

subestaciones, Indio, veladero, Temblador Nueva y El Tejero, fueron proporcionados

por la Gerencia de Operaciones y G.T. Ingeniería de Operaciones de CADAFE y se

muestran en la tablas 5.5 y 5.6 de capitulo5.

182

3.6.2. Niveles de cortocircuito obtenidos mediante la Herramienta

Computacional PADEE

Para obtener los diferentes niveles de corriente de cortocircuito a lo largo de las

redes electricas de los circuitos de distribución, es necesario conocer primero los

parámetros eléctricos de dichas redes. Con este fin se hizo un levantamiento de las

redes eléctricas en estudio a fin de obtener:

1. Las caracteristicas principales de los transformadores de potencia 34.5/13.8 KV

de las subestaciones de distribución en estudio.

2. Esquemas unifilares de cada alimentador, desde su salida en las subestaciones

reductoras (115/34.5 KV); hasta su llegada a las subestaciones de distribución.

3. Longitud y calibre de los alimentadores en estudio (34.5/13.8 KV).

Para introducir toda esta información en el programa “cortocircuito del

PADEE”, es necesario digitalizar los Diagramas Unifilares de cada alimentador y

toda la información de los parametros eléctricos, referente a los circuitos en estudio.

La digitalización se realiza mediante elementos ficticios denominados “Nodos y

Seciones”. Los datos de nodos y secciones son archivados en una base de datos para

su posterior utilización por el programa. Para numerar los nodos y secciones se

deberán utilizar números correlativos y ascendentes y deberá comenzarse a digitalizar

cada circuito partiendo de la salida de su subestación correspondiente. Dicha

subestación se representa con el nodo 0. A continuación se muestran los reportes de

corrientes de cortocircuitos dados por el programa computacional PADEE.

183

PROGRAMA DE CORTOCIRCUITO

ALIMENTADOR NO. 12 CTO. CHAGUARAMAS S/E TEMBLADOR NUEVA

VOLTAJE LINEA A LINEA 34.50 KV

TENSION EN LA BARRA 105 %

NEUTRO NO

MVA DE CORTOCIRCUITO EN LA S/E: 107.11 22.10

IMPEDANCIA DE FALLA : CERO (0)

IMPEDANCIAS DEL SISTEMA (CALC): 11.1124 31.6327

184

Imped(+/-)

Imped. (0)

Corriente de fallas en KVA Sec/nodo

Fases Long (Km)

Conductor

R X R X 3 Fase Fase - Fase

2F a Tierra

1 Fase

1

3 0.113 4/0ARV 0.032 0.047 0.052 0.213 1.8724 1.6216 1.6535 1.1578

2

3 0.110 4/0 ARV 0.031 0.046 0.051 0.207 1.8632 1.6135 1.6453 1.1509

3

3 0.996 4/0 ARV 0.281 0.419 0.458 1.868 1.7831 1.5442 1.5746 1.0922

5

3 1.976 4/0 ARV 0.557 0.831 0.909 3.706 1.6430 1.4228 1.4509 0.9918

7

3 0.054 4/0 ARV 0.015 0.023 0.025 0.101 1.6394 1.4198 1.4477 0.9893

4

3 0.962 4/0 ARV 0.272 0.405 0.442 1.804 1.5824 1.3704 1.3974 0.9493

6

3 0.434 4/0 ARV 0.122 0.182 0.200 0.814 1.5565 1.3480 1.3745 0.9313

8

3 1.046 4/0 ARV 0.295 0.440 0.481 1.962 1.4975 1.2969 1.3224 0.8906

9

3 0.493 4/0 ARV 0.139 0.207 0.227 0.925 1.4712 1.2741 1.2992 0.8726

10

3 0.471 4/0 ARV 0.133 0.198 0.217 0.883 1.4469 1.2531 1.2778 0.8561

11

3 0.539 4/0 ARV 0.152 0.227 0.248 1.011 1.4201 1.2298 1.2541 0.8379

12

3 2.904 4/0 ARV 0.819 1.221 1.335 5.446 1.2912 1.1182 1.1403 0.7521

13

3 0.087 4/0 ARV 0.025 0.037 0.040 0.163 1.2877 1.1151 1.1372 0.7498

14

3 0.286 4/0 ARV 0.081 0.120 0.132 0.536 1.2763 1.1053 1.1271 0.7423

16

3 0.191 4/0 ARV 0.054 0.081 0.088 0.358 1.2687 1.0988 1.1205 0.7374

20

3 0.170 4/0 ARV 0.048 0.072 0.078 0.319 1.2621 1.0930 1.1146 0.7331

22

3 0.925 4/0 ARV 0.261 0.389 0.425 1.735 1.2274 1.0630 1.0840 0.7105

24

3 0.258 4/0 ARV 0.073 0.109 0.119 0.484 1.2181 1.0549 1.0758 0.704

27

3 0.087 4/0 ARV 0.025 0.037 0.040 0.163 1.2150 1.0522 1.0730 0.7024

28

3 0.546 4/0 ARV 0.154 0.230 0.251 1.024 1.1958 1.0356 1.0560 0.6900

31

3 1.783 4/0 ARV 0.503 0.750 0.820 3.344 1.1371 0.9847 1.0042 0.6523

185


ALIMENTADOR NO. 81 CTO. RURAL SUR (34.5 kV) S/E VELADERO



NEUTRO NO


IMPEDANCIA DE FALLA: CERO


186

Imped(+/-)

Imped. (0)


Fases Long (Km)

Conductor


2F a Tierra

1 Fase

1 3

0.277 4/0 ARV 0.078 0.116 0.127 0.521 1.1221 0.9718 0.9745 0.2794

2 3 0.011

4/0 ARV 0.005 0.005 0.007 0.021 1.1216 0.9714 0.9741 0.2794

3 3 0.025

4/0 ARV 0.011 0.011 0.016 0.047 1.1207 0.9706 0.9733 0.2793

4

3 1.000 4/0 ARV 0.282 0.417 0.460

1.882 1.0913 0.9451 0.9478 0.2757

5

3 0.291 4/0 ARV 0.082 0.121 0.134 0.548 1.0830 0.9379 0.9406 0.2746

6

3 0.080 4/0 ARV 0.023 0.034 0.037 0.151 1.0807 0.9359 0.9387 0.2743

7

3 0.027 4/0 ARV 0.008 0.011 0.012 0.051 1.0822 0.9372 0.9400 0.2745

8

3 0.164 4/0 ARV 0.046 0.069 0.075 0.309 1.0761 0.9319 0.9347 0.2738

15

3 0.087 4/0 ARV 0.025 0.036

0.040 0.164 1.0797 0.9351 0.9378 0.2742

16

3 0.064 4/0 ARV 0.018 0.027 0.029 0.120 1.0780 0.9335 0.9363 0.2740

17

3 0.043 4/0 ARV 0.012 0.018 0.020 0.081 1.0749 0.9309 0.9336 0.2736

27

3 0.087 4/0 ARV 0.025 0.036 0.040 0.164 1.0725 0.9288 0.9315 0.2733

28

1 0.730 2 ARV 0.656 0.322 0.785 1.436 0.2698

52

3 3.658 2 ARV 3.285 1.699 3.936 7.021 0.8777 0.7601 0.7631 0.2532

9

3 1.013 4/0 ARV 0.286 0.422 0.466 1.906 1.0486 0.9081 0.9109 0.2702

18

3 0.059 4/0 ARV 0.017 0.025 0.027 0.111 1.0470 0.9067 0.9095 0.2700

29

3 0.087 4/0 ARV 0.025 0.036 0.040 0.164 1.0447 0.9048 0.9075 0.2697

31

3 0.087 4/0 ARV 0.025 0.036 0.040 0.164 1.0375 0.8985 0.9013 0.2688

33

3 0.087 4/0 ARV 0.025 0.036 0.040 0.164 1.0047 0.8701 0.8729 0.2644

34

3 0.170 2 ARV 0.153 0.079 0.183 0.326 0.9974 0.8638 0.8666 0.2637

39 3 0.062 4/0 ARV 0.018 0.026 0.029 0.117 0.8652 0.7493 0.7522 0.2442

187


ALIMENTADOR NO. 20 CTO. RURAL NORTE 34.5KV S/E EL INDIO



NEUTRO NO




188

Imped(+/-)

Imped. (0)


Fases Long (Km)

Conductor


2F a Tierra

1 Fase

1

3 0.023 4/0 ARV 0.007 0.010

0.011

0.043 7.9692 6.9016 6.9113 1.4216

2

3 0.102 4/0 ARV 0.029 0.043 0.047 0.191 7.8332 6.7837 6.7935 1.4132

3

3 0.276 4/0 ARV 0.078 0.116 0.127 0.518 7.4897 6.4862 6.4962 1.3909

4

3 0.225 4/0 ARV 0.064 0.095 0.103 0.422

7.2311 6.2623 6.2725 1.3732

5

3

0.254 4/0 ARV 0.072 0.107 0.117 0.476 6.9603 6.0278 6.0381 1.3539

6

3 0.069 4/0 ARV 0.020 0.029 0.032 0.129 6.8893 5.9663 5.9767 1.3487

7

3 0.169 4/0 ARV 0.048 0.071 0.078 0.317 6.7233 5.8226 5.8330 1.3362

8 3 0.126 4/0 ARV 0.036 0.053 0.058 0.236 6.6045 5.7197 5.7302 1.3270

9 3 0.125 4/0 ARV 0.035 0.053

0.057 0.234

6.4907 5.6211 5.6317 1.3180

10

3 0.144 4/0 ARV 0.041 0.061 0.066 0.270 6.3645 5.5118 5.5225 1.3078

11

3

0.685 4/0 ARV 0.193 0.288

0.315 1.285 5.8262 5.0456 5.0566 1.2614

12 3 0.269 4/0 ARV 0.076 0.113 0.124 0.504 5.6390 4.8835 4.8946

1.2441

13

3 0.083 4/0 ARV 0.024 0.035 0.038 0.156 5.5831 4.8351 4.8463 1.2388

14 3 0.136

4/0 ARV 0.038 0.057 0.063 0.255 5.4944 4.7583 4.7696 1.2303

15 3 0.744 4/0 ARV 0.210 0.313 0.342

1.395 5.0565 4.3790 4.3906 1.1857

16 3 0.183 4/0 ARV 0.052 0.077 0.084 0.343 4.9590 4.2946 4.3062 1.1753

17 3

0.070 4/0 ARV 0.020 0.029 0.032 0.131 4.9228 4.2633 4.2749 1.1713

18 3

0.087

4/0 ARV 0.025 0.037 0.040 0.163 4.8783 4.2247 4.2364 1.1664

19

3 0.082 4/0 ARV 0.023 0.035 0.038 0.154 4.8372 4.1891 4.2008 1.1618

20

3 0.084 4/0 ARV 0.024 0.036 0.039 0.158 4.7955 4.1530 4.1647 1.1572

21

3 0.460 4/0 ARV 0.130 0.194 0.212 0.863 4.5810 3.9673 3.9791 1.1324

189


ALIMENTADOR NO. 80 CTO. AMANA 11 (34.5 kV) S/E VELADERO



NEUTRO NO

MVA DE CORTOCIRCUITO EN LA S/E : 161.25 13.45


IMPEDANCIAS DEL SISTEMA (CALC) : 7.3814 73.7316

190

Imped(+/-)

Imped. (0)


Fases Long (Km)

Conductor


2F a Tierra

1 Fase

1

3 0.318 4/0 ARV 0.090 0.133 0.146 0.598 2.7732 2.4017 2.4087 0.7016

3

3 1.000 4/0 ARV 0.282 0.417 0.460 1.882 2.5996 2.2513 2.2584 0.6792

5

3 0.040 4/0 ARV 0.011 0.017 0.018 0.075 2.5931 2.2457 2.2528 0.6783

7

3 0.087 4/0 ARV 0.025 0.036 0.040 0.164 2.5790 2.2335 2.2406 0.6765

2

3 0.104 4/0 ARV 0.030 0.044 0.048 0.196 2.5826 2.2366 2.2437 0.6770

4

3 1.157 4/0 ARV 0.326 0.483 0.532 2.178 2.4093 2.0865 2.0937 0.6530

6

3 0.040 4/0 ARV 0.012 0.017 0.018 0.075 2.4036 2.0816 2.0888 0.6521

9

3 0.087 4/0 ARV 0.025 0.036 0.040 0.164 2.3915 2.0711 2.0783 0.6504

10 3 0.056 4/0 ARV 0.016 0.024 0.026 0.105 2.3838 2.0644

2.0716 0.6493

11 3 0.384

4/0 ARV 0.109 0.160 0.177 0.723 2.3323 2.0198 2.0270 0.6418

14

3 0.921 4/0 ARV 0.260 0.384 0.424 1.733 2.2176 1.9205 1.9278 0.6245

18

3 0.030 4/0 ARV 0.009 0.013 0.014 0.056 2.2139 1.9173 1.9246 0.6239

24

3 0. 087 4/0 ARV 0.025

0.036 0.040 0.164 2.2037 1.9084 1.9157 0.6223

25 3 0.135

4/0 ARV 0.038 0.056 0.062 0.254 2.1880 1.8948 1.9021 0.6199

13

3 0.107 4/0 ARV 0.030 0.045 0.049 0.201 2.2050 1.9096 1.9168 0.6225

17

3 0.036 4/0 ARV 0.010 0.015 0.017 0.068 2.2007 1.9059 1.9132 0.6219

22

3 0.087 4/0 ARV 0.025 0.036 0.040 0.164 2.1905 1.8971 1.9044 0.6203

23

1 0.194 2 ARV 0.174 0.086 0.209 0.382 0.6156

12

3 0.008 4/0 ARV 0.003 0.004 0.004 0.015 2.2039 1.9086 1.9159 0.6224

16

3 0.629 4/0 ARV 0.177 0.262 0.289 1.184 2.1327 1.8470 1.8543 0.6111

21

3 0.026 4/0 ARV 0.007 0.011 0.012 0.049 2.1298 1.8445 1.8518 0.6107

CAPITULO IV

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

4.1. Conclusiones

1. En base al estudio realizado y por datos aportados por la empresa CADAFE,

se puede concluir que los circuitos en estudio, presentan deterioro en los

equipos y materiales de las subestaciones y en las lineas que los conforman;

ocacionando que el servicio eléctrico se vea afectado constantemente por

fallas, acarreando perdidas ecónomicas a la empresa CADAFE y molestias a

los suscriptores.

2. Debido a que el mayor porcentaje de las fallas que afectan a los circuitos en

estudio son de tipo transitorias; la utilización de los esquemas de protección

de disyuntor – reconectadores – fusibles y reconectador – reconectador –

fusibles, en los circuitos radiales de distribución representan una solución

practica, además de ofrecer una mayor facilidad para el despeje de fallas y de

esta manera disminuir, el tiempo de restablecimiento del servicio eléctrico.

3. Durante la ejecución de este estudio se pudo observar la falta de equipos, de

medición de reactivos ó factor de potencia en los circuitos en estudio

pertenecientes a CADAFE Región 2, ocacionando esto que no se cuenten con

192

los equipos correspondientes la compensación de estos reactivos, trayendo

consigo un bajo factor de potencia y perdidas de energia electrica.

4. Debido a que los circuitos en estudio son de forma radial y recorren largas

distancias desde sus salidas en las subestaciones reductoras (115/34.5 KV),

hasta su llegada a las subestaciones de distribución (34.5/13.8 KV); presentan

grabes problemas de caída de tensión.

5. Los esquemas de protección en estos circuitos no son los mas idoneos ya que

la carga en estos se ha incrementado y en muchos casos faltan equipos de

protección para estas redes eléctricas.

6. No existe un plan de mantenimiento preventivo, para evitar interrupciones del

servicio eléctrico por condiciones en las líneas que podrían ser corregidas a

tiempo y así garantizar la continuidad del mismo. Brindando un servicio

eléctrico confiable, seguro y de calidad.

7. Se puede concluir que la herramienta computacional PADEE, es un

instrumento de trabajo de gran utilidad para la empresa CADAFE, ya que sus

resultados son bastante parecidos a los medidos y calculados. Además los

resultados con el PADEE se pueden observar de manera grafica en los planos

del circuito correspondiente en estudio. Utilizando estos resultados, el

personal de la empresa para realizar las labores de prevención y corrección de

fallas futuras y así planificar un mantenimiento efectivo y oportuno.

193

4.2 Recomendaciones

1. Realizar un Plan de mantenimiento preventivo para corregir la ocurrencia de

posibles fallas. Este Plan contempla una Coordinación entre las Dependencias

de la Empresa que están involucradas en el Mantenimiento y Operación de las

Diferentes Redes Eléctricas para así tener una supervisión Periódica y

Constante de las Líneas, para:

• Eliminar los permagrip colocados directamente sobre el conductor.

• Podas de árboles, que estén cercanos a los conductores.

• Limpieza de los Conductores de objetos indeseados, como colas de

papagayos.

• Realización de ultrasonido parta determinar aisladores rotos o

filtrados, para luego ser sustituidos, por nuevos.

• Realizar Termovisión, cada 2 meses para la detección y luego

corrección inmediata, de puntos calientes.

• Determinación y eliminación de conexiones clandestinas.

• Sustituir a tiempo los equipos dañados o que puedan dañarse en

corto plazo.

• Evitar el hurto de material y equipos eléctricos de los circuitos y

subestaciones.

194

• Realizar Comités Técnicos en la Empresa, para la Evaluación y

Diagnostico de los Circuitos.

2. Cambiar los tramos de conductor que van hacia la S/E Caratal que presentan

deterioro, por uno de igual capacidad (4/0 en Arvidal); para tener uniformidad

en el conductor y así mantener los niveles de voltaje óptimos. Ya que existen

tramos en esta derivación que presentan un numero considerables de empates

de conductor que no son técnicamente recomendados.

3. Se tiene que colocar urgente otro Transformador de Potencia en la S/E El

Blanquero, de características similares a que se daño (2.5 MVA) o un poco

superior, para descongestionar el Transformador de la S/E Caratal y eliminar el

posible incremento de fallas e interrupciones del servicio y garantizar un

servicio de calidad y confiable.

4. Para eliminar la caída de tensión presente en el circuito Rural Sur (34.5 KV), se

sugiere el aumento en las posiciones de TAP (1) del Transformador Reductor

(16 MVA) de la S/E Veladero (115/34.5kV), lográndose con esto, mejorar en

un 100% los voltajes en este alimentador y por lo tanto en las S/E que dependen

de este Circuito.

5. Hay que incrementar la distancia de Cable de Guarda que tiene el Circuito

Rural Sur, desde el tramo que va, de la Alcabala de Veladero hasta unirlo con el

existente. que Comienza en el cruce de la vía principal del sur del Estado

Monagas con la vía que conduce a los pueblos de La Morrocoya, San José Buja.

Ya que este protegería a los conductores contra descargas atmosféricas que

inciden directamente sobre las líneas de este Circuito. Lo que traería una

disminución del 30 % de las interrupciones del servicio eléctrico, ya que la

195

mayoría de estas interrupciones son producidas por estas descargas que originan

sobretensiones en este Circuito.

6. Colocar contadores de descargas Atmosféricas en las S/E y en las Líneas del

Circuito Rural Sur (34.5 KV), para tener una mejor data estadística de la

cantidad de descargas de la zona en un tiempo determinado y así la empresa

pueda tener mayor información del nivel Isoceraunico de la zona que recorre

este Circuito.

7. Hay que colocar juegos de pararrayos cada 5 Km. a la derivación que va hacia

la S/E Pechón y cada 5 Km a la derivación que va hacia la S/E Caratal.

8. Se recomienda la instalación de un banco de condensador de 3x100, a la llegada

de la S/E Caratal, los cuales son necesarios para subir el factor de potencia de

0.85 a 0.92 aproximadamente y minimizar pérdidas de energía presente en este

circuito.

9. Para mejorar el esquema de protecciones se recomienda, la sustitución del

reconectador GVR que tiene este circuito asociado a su salida por un

Reconectador modelo COOPER, por ser de ultima tecnología ósea ser

selectivo, rápido, sensitivo y confiable y encontrarse nuevo en el Almacén de

la empresa. También se recomienda la colocación de 2 reconectadores

(34.5KV), tipo GVR con Relé asociado Polar, uno al comienzo de la derivación

que va hacia la S/E Pechón y otro al Comienzo de la derivación que va hacia la

S/E Caratal en el sitio conocido como la Antena del Blanquero, porque

colocándose en estos sitios aislarían las fallas provenientes de cualquiera de

estas derivaciones. Evitando que todo el circuito quede fuera de servicio

durante la ocurrencia de una falla en cualquiera de estas derivaciones.

Garantizándole la continuidad del servicio eléctrico a la parte del circuito que

196

no esta en falla. Se recomienda este tipo de reconectador y Relé asociado, por

no requerir de un banco de transformación para servicios auxiliares, resultando

más económico y de gran confiabilidad para Empresa.

10. Verificar que las protecciones (Corta Corrientes y sus fusibles) de las Cargas

que están conectadas directamente sobre el conductor de este circuito, sean las

que técnicamente les correspondan de acuerdo a la corriente que manejen y a la

carga instalada en estas derivaciones. De manera que de haber una falla en

cualquiera de estas derivaciones estas protecciones actúen, lo que traería un

incremento de la confiabilidad del sistema.

11. Hay que colocar Reconectadotes a las salidas de los Circuitos 13.8 KV que

dependen de las S/E El Blanquero, Caratal y Pechón porque ninguno de estos

circuito 13.8 KV tienen protección. Es necesario colocar estos reconectadores

para brindar seguridad y confiabilidad a los suscriptores de estas zonas. Y de

esta manera se evitaría que fallas en el lado de baja, pasen al lado de alta y

causen perturbaciones al Circuito Rural Sur y puedan ocasionar daños a los

transformadores de potencia de estas subestaciones.

12. En el circuito Chaguaramas (34.5 KV), hay que cambiar los tramos de

conductor que presentan deterioro por uno de igual capacidad (4/0 en Arvidal);

para tener uniformidad en el conductor y asi lograr mantener los niveles de

voltaje óptimos. Ya que existen tramos en la derivación que va hacia la S/E

Paso Nuevo que presentan un numero considerables de empates de conductor

que no son técnicamente recomendados.

13. Para eliminar la caída de tensión del circuito, se requiere la instalación de un

Regulador de Voltaje (10%). El sitio para colocarlo seria antes de la

derivación que va hacia la S/E Chaguaramas y Fangal-Paso Nuevo. Ya que este

197

punto es el más idóneo por ser aquí donde comienza a apreciarse una caída de

tensión de aproximadamente 5% y por lo tanto este sitio es el que se

recomienda desde los puntote vista técnico, económico y de seguridad para los

equipos. Este sitio es conocido como Mata Negra.

14. Se recomienda un supervisión continua a los aserraderos que se alimentan de

los circuitos provenientes de la S/E Chaguaramas y los que se alimentan del

directamente del circuito Chaguaramas (34.5KV) y asi medir cuanto es el

aporte de potencia reactiva de estos, determinando cuanto es lo que se tiene que

compensar; para que ellos mismos coloquen los bancos de condensadores

necesarios, para subir el factor de potencia y minimizar perdidas de energía. De

no solucionar este problema o de presentar una negativa por parte de los

aserraderos, el departamento de Comercial de la Empresa CADAFE debe

aplicarle las sanciones correspondientes y estipuladas en los Reglamentos de

CADAFE. De tener ya instalados bancos de capacitores verificar que sean los

correctos para suplir la potencia reactiva que requieren.

15. A la derivación que alimenta la S/E Chaguaramas, hay que colocarle un cable

de guarda, ya que este protegería a los conductores contra descargas

atmosféricas que inciden directamente sobre las líneas de este Circuito. Lo que

traería una disminución del 60 % de las interrupciones del servicio eléctrico, ya

que la mayoría de estas interrupciones son producidas por estas descargas que

originan sobretensiones en esta derivación.

16. También hay que colocar contadores de descargas Atmosféricas en las S/E y en

las Líneas del Circuito Chaguaramas, para tener una mejor data estadística de la

cantidad de descargas de la zona en un tiempo determinado y asi conocer mejor

su nivel Isoceraunico.

198

17. A las otras derivaciones tanto la del Fangal como la de Paso Nuevo hay que

cambiar los juegos de pararrayos existentes por unos nuevos y colocar juegos

nuevos de pararrayos a una distancia de 5 Km. unos de otros respectivamente.

18. Para mejorar el esquema de protecciones se recomienda colocar un

reconectador (34.5KV), tipo GVR con Relé Polar al comienzo de la derivación

que va hacia, Paso Nuevo-El Fangal, en los predios del sector conocido como

Mata Negra, porque colocándose en este sitio aislaría las fallas provenientes de

esta derivación evitando que todo el circuito quede fuera de servicio durante la

ocurrencia de una falla, garantizándole la continuidad del servicio eléctrico a la

derivación que va hacia la S/E Chaguaramas y así los aserraderos mantendrían

su producción. Se recomienda este tipo de reconectador y Relé asociado, por no

requerir de un banco de transformación para servicios auxiliares, resultando

más económico y de gran confiabilidad.

19. Para eliminar la caída de tensión presente en el circuito Amana se sugiere el

aumento en las posiciones de TAP (1) del Transformador Reductor (16 MVA),

de la S/E Veladero (115/34.5kV), lográndose mejorar en un 100% los voltajes

en este alimentador y por lo tanto en las S/E que dependen de este Circuito.

20. Hay que colocar juegos de Pararrayos cada 2 Km. a la troncal de este circuito

hasta su llegada al Centro Comercial La Casada. Ya que esto protegería a los

conductores contra descargas atmosféricas que inciden directamente sobre las

líneas de este Circuito. Lo que traería una disminución del 20 % en las

interrupciones del servicio eléctrico, ya que la mayoría de estas interrupciones

son producidas por estas descargas que originan sobretensiones en este

Circuito. También hay que colocar un contador de descargas Atmosféricas en

la S/E Veladero, para tener una mejor data estadística de la cantidad de

descargas de la zona en un tiempo determinado y así la empresa pueda tener

mayor información del nivel Isoceraunico de la zona que recorre este Circuito.

199

21. Se recomienda la instalación de un Banco de Condensadores de 3x200 a la

llegada de la S/E La Cascada, los cuales son necesarios para subir el factor de

potencia DE 0.85 a 0.90 aproximadamente y minimizar pérdidas de energía

presente en este circuito.

22. Para mejorar el esquema de protecciones se recomienda, la sustitución del

reconectador GVR que tiene este circuito asociado a su salida en la S/E

Veladero por un Reconectador modelo COOPER, por ser de ultima tecnología

ósea ser selectivo, rápido, sensitivo y confiable y encontrarse nuevo en el

Almacén de la empresa. También se recomienda la colocación de 1

reconectador (34.5KV), tipo GVR con Relé asociado Polar, al Comienzo de la

derivación que alimenta a la S/E AMANA, en el Cruce de la vía principal del

sur del Estado Monagas con la entrada a la población de Amana. Porque

colocándose en este sitio aislarían las fallas que pudiesen venir de esta S/E y asi

se Evitaría que todo el circuito quede fuera de servicio durante la ocurrencia de

una falla en este tramo, garantizándole la continuidad del servicio eléctrico al

Centro Comercial La Cascada. Se recomienda este tipo de reconectador y Relé

asociado, por no requerir de un banco de transformación para servicios

auxiliares, resultando más económico y de gran confiabilidad para Empresa.

23. Para el circuito Caripe (34.5 KV), se recomienda la instalación de dos (2)

Bancos de Condensadores de 3x200 a la llegada de la S/E El Rincón y otro a la

llegada a la S/E San Antonio, El cual es necesario para poder subir el Factor de

Potencia de 0.80 a 0.89, aproximadamente y minimizar las pérdidas de energía

presente en este Circuito.

24. Para mejorar el Esquema de Protecciones se recomienda la colocación de un (2)

Reconectadores (34.5 KV) tipo GVR con Relé asociado Polar, uno en la las

líneas de este circuito que pasan por la Planta procesadora de tomate de Caicara

200

(Tomatera la Caicareña) y otro antes de la Bifurcación de este circuito que

alimenta a las S/E Caripe, El Rincón y San Antonio, en las inmediaciones del

sitio conocido como el crucero de Caripe. Ya que colocándose en estos sitios

aislarían las Fallas provenientes de todo el circuito, garantizando la continuidad

del servicio a las derivaciones que no este bajo falla, evitando que todo el

Circuito quede fuera de servicio durante la ocurrencia de una Falla en este

tramo.

25. Hay que cambiar los juegos de Pararrayos existentes por unos nuevos y colocar

juegos nuevos de Pararrayos a una distancia de 5 Km. unos de otros

respectivamente desde la salida de la S/E El Tejero, hasta la llegada a las S/E

Caripe, San Antonio y El Rincón.

26. Se recomienda acelerar los trabajos de construcción de la subestación Jobo

Mocho (115/34.5 KV), ya que esta subestación alimentaría en un futuro al

circuito Caripe reduciendo la distancia de este alimentador y por consiguiente

mejorando los perfiles de voltaje de este circuito y descargando a la subestación

El Tejero.

27. Colocar nuevos juegos de Seccionadores en la derivación que va hacia la S/E

Caripe, para que el personal de trabajo de la empresa CADAFE pueda hacer el

despeje de fallas, en un tiempo menor.

28. Para el circuito Rural Norte (34.5 KV), se recomienda la instalación de un

Banco de Condensadores de 3x200 a la llegada de la S/E Aragua, El cual es

necesario para poder subir el Factor de Potencia de 0.85 a 0.91,

aproximadamente y minimizar pérdidas de energía presente en este Circuito.

29. Para mejorar el Esquema de Protecciones se recomienda la colocación de un (1)

Reconectador (34.5kV), tipo GVR con Relé asociado Polar, al Comienzo de la

Derivación que alimenta a la S/E Aragua, en las inmediaciones de la S/E Rural

201

Norte. Ya que colocándose en este sitio aislarían las Fallas provenientes de esta

Derivación, evitando que todo el Circuito quede fuera de servicio durante la

ocurrencia de una Falla en este tramo. Garantizándole la continuidad del

servicio a la S/E Rural Norte y al Estadio Monumental de Maturín.

30. Hay que cambiar los juegos de Pararrayos existentes por unos nuevos y colocar

juegos nuevos de Pararrayos a una distancia de 5 Km. unos de otros

respectivamente desde la salida de la S/E El Indio, hasta la llegada de la S/E

Aragua.

31. Colocar nuevos juegos de Seccionadores en la derivación que va hacia la S/E

Aragua, para que el personal de trabajo de la empresa CADAFE pueda hacer el

despeje de fallas, en un tiempo menor.

202

BIBLIOGRAFÍA

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Distribución de Eleoriente zona Monagas”. Tesis de grado,

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http://www.elprisma/Cálculode Corriente de Corto Circuito/Apuntes

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8. Telergia “Factor de Potencia, conocimientos básicos importantes para

tener en cuenta en la carga de un Site/Radiobase de

Telecomunicaciones y para el optimo funcionamiento de la planta

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Site/Radiobase de Telecomunicaciones y para el optimo funcionamiento

de la planta eléctrica Grupo Electrógeno.htm ( 3 de Junio de 2008)

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12. C. Sabino, “Como Hacer una Tesis”. Editorial Panapo, Caracas. Año

(2001).

METADATOS PARA TRABAJOS DE GRADO, TESIS Y

ASCENSO

TÍTULO

“ESTUDIO PARA LA OPTIMIZACIÓN DE LOS

CIRCUITOS DE SUB-TRANSMISIÓN EN LOS NIVELES

DE TENSIÓN 34.5 KV; CHAGUARAMAS, CARIPE,

RURAL NORTE, RURAL SUR, AMANA, DEL ESTADO

MONAGAS, PERTENECIENTE A CORPOELEC -

CADAFE REGIÓN 2” SUBTÍTULO

AUTOR (ES):

APELLIDOS Y NOMBRES

CÓDIGO CVLAC / E MAIL

Salazar G. Carlos E. CVLAC: 15.323.873

E MAIL: [email protected]

PALÁBRAS O FRASES CLAVES:

Optimización

Cortocircuito

Caída de Tensión

Compensación

Protecciones

Circuitos de distribución

205

METADATOS PARA TRABAJOS DE GRADO, TESIS Y ASCENSO:

ÁREA SUB ÁREA

Ingeniería y Ciencias Aplicadas Ingeniería Eléctrica

RESUMEN (ABSTRACT):

Las fallas de diferentes índoles en las líneas eléctricas de distribución,

ocasionan interrupciones del servicio eléctrico, desmejorando su continuidad,

trayendo como consecuencias pérdidas económicas a la empresa (CADAFE) y

molestias a los suscriptores. Lo que hace necesario tomar medidas técnicas y

financieras urgentes que logren la reducción de estas fallas eléctricas, para así brindar

un servicio de calidad y con el menor tiempo de interrupción del servicio a los

suscriptores. El presente trabajo está enmarcado dentro de esta filosofía y tiene como

fin la Optimización de los Circuitos de Sub-transmisión en los Niveles de Tensión

34.5 KV; (CHAGUARAMAS, CARIPE, RURAL NORTE, RURAL SUR,

AMANA). Del estado Monagas, Perteneciente a CORPOELEC - CADAFE

Región 2. Los cuales son de gran importancia, porque son éstos los que alimentan a

las S/E de distribución 34.5/13.8 KV, ya que proveen de servicio eléctrico a

diferentes pueblos del Estado Monagas, necesarios para el desarrollo económico y

social del mismo lo que amerita que se les garantice un servicio eléctrico de calidad y

confiable, que traerá una mejora en la calidad de vida de éstos. Por consiguiente, se

hace necesario que a estos circuitos se les optimice en todos los parámetros eléctricos

(Caída de Tensión, Capacidad de Corriente, Corto Circuito, Compensación de

Reactivos) y desde el punto de vista de maniobras, despeje de fallas y protección

contra descargas atmosféricas.

206


CONTRIBUIDORES:

APELLIDOS Y NOMBRES

ROL / CÓDIGO CVLAC / E-MAIL

ROL CA AS X TU JU

CVLAC: 5.190.273

PEDRO RODRÍGUEZ

e-mail:

ROL CA AS TU X JU

CVLAC:

PEDRO RINCONES

e-mail:

ROL CA AS TU JU X

CVLAC: 8.266.951

MANUEL MAZA

e-mail:

ROL CA AS TU JU X

CVLAC: 14.763.332

LENIN NATERA

e-mail:

FECHA DE DISCUSIÓN Y APROBACIÓN:

2009

AÑO

07

MES

22

DÍA

LENGUAJE. SPA

207


ARCHIVO (S):

NOMBRE DE ARCHIVO TIPO MIME

Tesis.Estudio_Circuitos_Sub-TransmisiónNivelesdeTensión34.5 KV(CADAFE)doc.

Aplicación/msword

CARACTERES EN LOS NOMBRES DE LOS ARCHIVOS: A B C D E F G H I J K L M N O P Q R S T U V W X Y Z. a b c d e f g h i j k l m n o p q r s t u v w x y z. 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9.

ALCANCE

ESPACIAL: ___________________________________ (OPCIONAL)

TEMPORAL: ___________________________________ (OPCIONAL)

TÍTULO O GRADO ASOCIADO CON EL TRABAJO:

Ingeniero Electricista_________________________________

NIVEL ASOCIADO CON EL TRABAJO:

Pregrado______________________________________________________

ÁREA DE ESTUDIO:

Departamento de Electricidad_____________________________________

INSTITUCIÓN:

Universidad de Oriente Núcleo de Anzoátegui_______________________

208


DERECHOS De acuerdo al artículo 44 del Reglamento de Trabajo de Grado: “Los Trabajos de Grado son exclusiva propiedad de la Universidad y solo podrán ser utilizados a otros fines con el consentimiento del Consejo de Núcleo respectivo, quien lo participará al Consejo Universitario”

CARLOS SALAZAR

AUTOR

_____________ _______________ ____________

TUTOR JURADO JURADO

PEDRO RODRÍGUEZ MANUEL MAZA LENIN NATERA

POR LA SUBCOMISION DE TESIS

PROF. VERENA MERCADO

universidad de oriente -...

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